Endesa, S.A. y sociedades dependientes...de acuerdo con el Real Decreto 1349/2003, de 31 de...

Endesa, S.A. y sociedades dependientes

6 ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES INFORME ANUAL 2013

Sumario

INFORME DE AUDITORÍA 9

CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS 13

Estados de situación financiera consolidados 14

Estados del resultado consolidados 15

Estados de otro resultado global consolidados 16

Estados de cambios en el patrimonio neto consolidado 17

Estados de flujos de efectivo consolidados 19

MEMORIA DE CUENTAS ANUALES

CONSOLIDADAS 21

1. Actividad y Cuentas Anuales del Grupo 22

2. Bases de presentación de las Cuentas Anuales

Consolidadas 23

3. Normas de valoración 33

4. Regulación sectorial y funcionamiento

del Sistema Eléctrico 53

5. Inmovilizado material 68

6. Inversiones inmobiliarias 75

7. Activo intangible 76

8. Fondo de comercio 79

9. Inversiones contabilizadas por el método

de participación y sociedades de control conjunto 81

10. Activos financieros no corrientes 85

11. Existencias 89

12. Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 90

13. Activos financieros corrientes 91

14. Efectivo y otros medios líquidos equivalentes 92

15. Patrimonio neto 93

16. Ingresos diferidos 97

17. Provisiones no corrientes 98

18. Deuda financiera 115

19. Política de gestión de riesgos 122

20. Instrumentos financieros derivados 131

21. Desglose de activos y pasivos financieros

no corrientes y corrientes objeto de compensación

según lo dispuesto en la NIIF 7 134

7DOCUMENTACIÓN LEGAL SumARIo

22. Desglose de activos y pasivos no corrientes

y corrientes valorados a valor razonable según

lo dispuesto en la NIIF 13 136

23. otros pasivos no corrientes 138

24. Activos y pasivos por impuesto diferido 138

25. Acreedores comerciales y otros pasivos corrientes 141

26. Provisiones corrientes 141

27. Ingresos 142

28. otros aprovisionamientos variables y servicios 143

29. Gastos de personal 143

30. otros gastos fijos de explotación 144

31. Amortizaciones y pérdidas por deterioro 144

32. Resultado financiero neto 145

33. Resultado en ventas de activos 146

34. Impuesto sobre sociedades 147

35. Activos no corrientes mantenidos

para la venta y de actividades interrumpidas 148

36. Información por segmentos 150

37. Saldos y transacciones con partes vinculadas 158

38. Garantías comprometidas con terceros,

otros activos y pasivos contingentes

y otros compromisos 168

39. Retribución de auditores 169

40. Plantilla 169

41. Hechos posteriores 170

Anexo I. Sociedades que componen ENDESA 171

Anexo II. Sociedades Asociadas 177

Anexo III. Variaciones del perímetro de Consolidación 178

INFORME DE GESTIÓN CONSOLIDADO 183

1. Situación de la Entidad 184

2. Evolución y Resultado de los Negocios

en el Ejercicio 2013 187

3. Liquidez y Recursos de Capital 214

4. Acontecimientos Posteriores al Cierre 220

5. Evolución Previsible 220

6. Principales Riesgos e Incertidumbres asociados

a la Actividad de ENDESA 222

7. Política de Gestión de Riesgos e Instrumentos

Financieros Derivados 229

8. Tecnología, Innovación y Protección

del Medio Ambiente 229

9. Recursos Humanos 238

10. Acciones Propias 240

11. otra Información 241

12. Informe Anual de Gobierno Corporativo

requerido por el Artículo 538 del Real Decreto

Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que

se aprueba el Texto Refundido de la Ley

de Sociedades de Capital 243

13. Propuesta de Aplicación de Resultados 243

Anexo I. Informe Anual de Gobierno Corporativo 245

Informe de Auditoría

11DOCUMENTACIÓN LEGAL INFoRmE DE AuDIToRíA

Cuentas anuales consolidadascorrespondientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013


Millones de Euros

31 de diciembre de 2013 31 de diciembre de 2012

ACTIVo

ACTIVO NO CORRIENTE 42.851 44.487

Inmovilizado material (Nota 5) 32.053 34.106

Inversiones Inmobiliarias (Nota 6) 77 88

Activo Intangible (Nota 7) 2.290 2.772

Fondo de Comercio (Nota 8) 2.313 2.676

Inversiones Contabilizadas por el método de Participación (Nota 9.1) 903 896

Activos Financieros no Corrientes (Nota 10) 3.303 1.965

Activos por Impuesto Diferido (Nota 24) 1.912 1.984

ACTIVO CORRIENTE 13.606 14.291

Existencias (Nota 11) 1.126 1.306

Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar (Nota 12) 5.031 5.474

Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores 4.609 4.997

Activos por Impuesto sobre Sociedades Corriente 422 477

Activos Financieros Corrientes (Nota 13) 3.110 5.437

Efectivo y otros medios Líquidos Equivalentes (Nota 14) 4.335 1.986

Activos no Corrientes mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas (Nota 35) 4 88

TOTAL ACTIVO 56.457 58.778

PATRIMONIO NETO Y PASIVO

PATRIMONIO NETO (Nota 15) 26.769 26.369

De la Sociedad Dominante (Nota 15.1) 20.521 20.653

Capital Social 1.271 1.271

Prima de Emisión y Reservas 19.253 16.719

Resultado del Ejercicio atribuido a la Sociedad Dominante 1.879 2.034

Dividendo a Cuenta (1.588) —

Ajustes por Cambio de Valor (294) 629

De los Intereses minoritarios (Nota 15.2) 6.248 5.716

PASIVO NO CORRIENTE 18.474 21.644

Ingresos Diferidos (Nota 16) 4.582 4.446

Provisiones no Corrientes (Nota 17) 3.627 4.381

Provisiones para Pensiones y obligaciones Similares 1.141 1.144

otras Provisiones no Corrientes 2.486 3.237

Deuda Financiera no Corriente (Nota 18) 7.551 9.886

otros Pasivos no Corrientes (Nota 23) 601 577

Pasivos por Impuesto Diferido (Nota 24) 2.113 2.354

PASIVO CORRIENTE 11.214 10.765

Deuda Financiera Corriente (Nota 18) 1.152 974

Provisiones Corrientes (Nota 26) 723 902

Provisiones para Pensiones y obligaciones Similares — —

otras Provisiones Corrientes 723 902

Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes (Nota 25) 9.339 8.889

Proveedores y otros Acreedores 8.708 8.426

Pasivos por Impuesto sobre Sociedades Corriente 631 463

Pasivos asociados a Activos no Corrientes mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas (Nota 35)

— —

TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO 56.457 58.778

Las Notas 1 a 41 descritas en la memoria adjunta forman parte integrante de los Estados de Situación Financiera Consolidados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

Endesa, S.A., y sociedades dependientes Estados de situacion financiera consolidadosa 31 de diciembre de 2013 y 2012

15DOCUMENTACIÓN LEGAL CuENTAS ANuALES CoNSoLIDADAS

Millones de Euros

2013 2012

INGRESOS (Nota 27) 31.203 33.933

Ventas (Nota 27.1) 29.677 32.284

otros Ingresos de Explotación (Nota 27.2) 1.526 1.649

APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (20.789) (23.105)

Compras de Energía (8.063) (8.812)

Consumo de Combustibles (3.491) (4.481)

Gastos de Transporte (6.711) (7.289)

otros Aprovisionamientos Variables y Servicios (Nota 28) (2.524) (2.523)

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 10.414 10.828

Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo (Notas 3a y 3d) 197 190

Gastos de Personal (Nota 29) (1.770) (1.763)

otros Gastos Fijos de Explotación (Nota 30) (2.121) (2.250)

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 6.720 7.005

Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (Nota 31) (2.418) (2.587)

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 4.302 4.418

RESULTADO FINANCIERO (Nota 32) (350) (641)

Ingreso Financiero 552 697

Gasto Financiero (896) (1.296)

Diferencias de Cambio Netas (6) (42)

Resultado Neto de Sociedades por el método de Participación (Nota 9.1) 29 59

Resultado de otras Inversiones 13 3

Resultado en Ventas de Activos (Nota 33) 24 (15)

RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS 4.018 3.824

Impuesto sobre Sociedades (Nota 34) (1.075) (1.053)

RESULTADO DESPUÉS DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS 2.943 2.771

RESULTADO DESPUÉS DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS (Nota 35) — —

RESULTADO DEL EJERCICIO 2.943 2.771

Sociedad Dominante 1.879 2.034

Intereses Minoritarios 1.064 737

BENEFICIO NETO POR ACCIÓN BÁSICO DE ACTIVIDADES CONTINUADAS (en Euros) 1,77 1,92

BENEFICIO NETO POR ACCIÓN DILUIDO DE ACTIVIDADES CONTINUADAS (en Euros) 1,77 1,92

BENEFICIO NETO POR ACCIÓN BÁSICO DE ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS (en Euros) — —

BENEFICIO NETO POR ACCIÓN DILUIDO DE ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS (en Euros) — —

BENEFICIO NETO POR ACCIÓN BÁSICO (en Euros) 1,77 1,92

BENEFICIO NETO POR ACCIÓN DILUIDO (en Euros) 1,77 1,92

Las Notas 1 a 41 descritas en la memoria adjunta forman parte integrante de los Estados del Resultado Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

Endesa, S.A., y sociedades dependientes Estados del resultado consolidadoscorrespondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012


Millones de Euros


De la Sociedad

Dominante

De los Intereses

Minoritarios Total

De la Sociedad

Dominante

De los Intereses

Minoritarios Total

RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO 1.879 1.064 2.943 2.034 737 2.771

OTRO RESULTADO GLOBAL:

INGRESOS Y GASTOS IMPUTADOS DIRECTAMENTE EN EL PATRIMONIO NETO

(1.044) (1.099) (2.143) (136) 106 (30)

Partidas que pueden ser objeto de reclasificación al Estado del Resultado

(1.006) (1.098) (2.104) (34) 119 85

Por Revalorización/(Reversión de la Revalorización) del Inmovilizado material y de Activos Intangibles

— — — — — —

Por Valoración de Instrumentos Financieros: (3) — (3) 67 — 67

Activos Financieros Disponibles para la Venta (Nota 15.1.5) (3) — (3) 67 — 67

otros Ingresos/(Gastos) — — — — — —

Por Cobertura de Flujos de Caja (Nota 15.1.5) (172) (73) (245) (157) 66 (91)

Diferencias de Conversión (Nota 15.1.6) (886) (1.048) (1.934) 29 72 101

Inversiones Consolidadas por el método de Participación (Nota 15.1.5) 9 8 17 (9) 1 (8)

Resto de Ingresos y Gastos imputados directamente al Patrimonio Neto

— — — — — —

Efecto Impositivo 46 15 61 36 (20) 16

Partidas que no pueden ser objeto de reclasificación al Estado del Resultado

(38) (1) (39) (102) (13) (115)

Por Ganancias y Pérdidas Actuariales y otros Ajustes (Nota 17.1) (31) (1) (32) (135) (19) (154)

Efecto Impositivo (7) — (7) 33 6 39

TRANSFERENCIAS AL ESTADO DEL RESULTADO Y/O INVERSIONES 83 (6) 77 103 (7) 96

Por Valoración de Instrumentos Financieros: (64) — (64) — — —

Activos Financieros Disponibles para la Venta (Nota 15.1.5) (64) — (64) — — —

otros Ingresos/(Gastos) — — — — — —

Por Cobertura de Flujos de Efectivo (Nota 15.1.5) 195 (4) 191 156 (5) 151

Diferencias de Conversión (Nota 15.1.6) — — — 1 — 1

Inversiones Consolidadas por el método de Participación (Nota 15.1.5) 1 — 1 (4) — (4)

Resto de Ingresos y Gastos imputados directamente al Patrimonio Neto

— — — — — —

Efecto Impositivo (Nota 15.1.5) (49) (2) (51) (50) (2) (52)

RESULTADO GLOBAL TOTAL 918 (41) 877 2.001 836 2.837

Las Notas 1 a 41 descritas en la memoria adjunta forman parte integrante de los Estados del Resultado Global Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

Endesa, S.A., y sociedades dependientes Estados de otro resultado global consolidadoscorrespondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012


Millones de Euros

Patrimonio Neto atribuido a la Sociedad Dominante (Nota 15.1)

Intereses Minoritarios

Total Patrimonio

Neto

Fondos Propios

Ajustes por

Cambios de ValorCapital

Prima de Emisión,

Reservas y Dividendo

a Cuenta

Acciones y Participaciones

en Patrimonio Propias

Resultado del

Ejercicio

Otros Instrumentos

de Patrimonio

Neto

Saldo Inicial a 1 de enero de 2013 1.271 16.719 — 2.034 — 629 5.716 26.369

Ajuste por Cambio de Criterio Contable — — — — — — — —

Ajuste por Errores — — — — — — — —

Saldo Inicial Ajustado 1.271 16.719 — 2.034 — 629 5.716 26.369

Resultado Global Total — (38) — 1.879 — (923) (41) 877

Operaciones con Socios o Propietarios — (1.050) — — — — 573 (477)

Aumentos/(Reducciones) de Capital — — — — — — — —

Conversión de Pasivos en Patrimonio Neto

— — — — — — — —

Distribución de Dividendos (Nota 15.1.7)

— (1.588) — — — — (630) (2.218)

operaciones con Acciones o Participaciones en Patrimonio Propias (Netas)

— — — — — — — —

Incrementos/(Reducciones) por Combinaciones de Negocios

— — — — — — — —

otras operaciones con Socios o Propietarios (Nota 15.2)

— 538 — — — — 1.203 1.741

Otras Variaciones de Patrimonio Neto — 2.034 — (2.034) — — — —

Pagos Basados en Instrumentos de Patrimonio

— — — — — — — —

Traspasos entre Partidas de Patrimonio Neto — 2.034 — (2.034) — — — —

otras Variaciones — — — — — — — —

Saldo Final a 31 de diciembre de 2013 1.271 17.665 — 1.879 — (294) 6.248 26.769

Las Notas 1 a 41 descritas en la memoria adjunta forman parte integrante del Estado de Cambios en el Patrimonio Neto Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013.

Endesa, S.A., y sociedades dependientes Estado de cambios en el patrimonio neto consolidadocorrespondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013


Endesa, S.A., y sociedades dependientes Estado de cambios en el patrimonio neto consolidadocorrespondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2012

Millones de Euros

Patrimonio Neto atribuido a la Sociedad Dominante (Nota 15.1)

Intereses Minoritarios

Total Patrimonio

Neto

Fondos Propios

Ajustes por

Cambios de ValorCapital

Prima de Emisión,

Reservas y Dividendo

a Cuenta

Acciones y Participaciones

en Patrimonio Propias

Resultado del

Ejercicio

Otros Instrumentos

de Patrimonio

Neto

Saldo Inicial a 1 de enero de 2012 1.271 15.248 — 2.212 — 560 5.388 24.679

Ajuste por Cambio de Criterio Contable — — — — — — — —

Ajuste por Errores — — — — — — — —

Saldo Inicial Ajustado 1.271 15.248 — 2.212 — 560 5.388 24.679

Resultado Global Total — (102) — 2.034 — 69 836 2.837

Operaciones con Socios o Propietarios — (639) — — — — (508) (1.147)

Aumentos/(Reducciones) de Capital — — — — — — — —

Conversión de Pasivos en Patrimonio Neto

— — — — — — — —

Distribución de Dividendos (Nota 15.1.7)

— (642) — — — — (499) (1.141)

operaciones con Acciones o Participaciones en Patrimonio Propias (Netas)

— — — — — — — —

Incrementos/(Reducciones) por Combinaciones de Negocios

— — — — — — — —

Otras Operaciones con Socios o Propietarios (Nota 15.2)

— 3 — — — — (9) (6)

otras Variaciones de Patrimonio Neto — 2.212 — (2.212) — — — —

Pagos Basados en Instrumentos de Patrimonio

— — — — — — — —

Traspasos entre Partidas de Patrimonio Neto

— 2.212 — (2.212) — — — —

otras Variaciones — — — — — — — —

Saldo Final a 31 de diciembre de 2012 1.271 16.719 — 2.034 — 629 5.716 26.369

Las Notas 1 a 41 descritas en la memoria adjunta forman parte integrante del Estado de Cambios en el Patrimonio Neto Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013.


Millones de Euros

2013 2012

Resultado Bruto Antes de Impuestos e Intereses Minoritarios 4.018 3.824

Ajustes del Resultado: 2.892 3.116

Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (Nota 31) 2.418 2.587

otros Ajustes del Resultado (Neto) 474 529

Cambios en el Capital Corriente (511) 232

Otros Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación: (1.848) (1.925)

Cobro de Intereses 385 494

Cobro de Dividendos 18 13

Pagos de Intereses (724) (917)

Pagos de Impuesto sobre Sociedades (846) (930)

otros Cobros y Pagos de las Actividades de Explotación (681) (585)

FLUJOS NETOS DE EFECTIVO PROCEDENTES DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN 4.551 5.247

Adquisiciones de Inmovilizados materiales y Activos Intangibles (2.399) (2.247)

Enajenaciones de Inmovilizados materiales y Activos Intangibles 50 45

Inversiones en Participaciones Empresas del Grupo — (2)

Enajenaciones en Participaciones Empresas del Grupo 214 276

Adquisiciones de otras Inversiones (5.094) (2.462)

Enajenaciones de otras Inversiones 5.435 2.234

Flujos de Efectivo por Variación de Perímetro — (1)

Subvenciones y otros Ingresos Diferidos 170 195

FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (1.624) (1.962)

Flujos de Efectivo por Instrumentos de Patrimonio (Nota 15.2) 1.747 —

Disposiciones de Deuda Financiera no Corriente (Nota 18.1) 1.086 2.797

Amortizaciones de Deuda Financiera no Corriente (Nota 18.1) (1.219) (835)

Flujo Neto de Deuda Financiera con Vencimiento Corriente (1.348) (4.861)

Pagos de Dividendos de la Sociedad Dominante (Nota 15.1.7) — (642)

Pagos a Intereses Minoritarios (539) (589)

FLUJOS NETOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN (273) (4.130)

FLUJOS NETOS TOTALES 2.654 (845)

Variación del Tipo de Cambio en el Efectivo y otros medios Líquidos (305) 43

VARIACIÓN DE EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS 2.349 (802)

EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LÍQUIDOS INICIALES (Nota 14) 1.986 2.788

Efectivo en Caja y Bancos 1.025 1.053

otros Equivalentes de Efectivo 961 1.735

EFECTIVO Y OTROS MEDIOS LIQUIDOS FINALES (Nota 14) 4.335 1.986


otros Equivalentes de Efectivo 3.273 961

Las Notas 1 a 41 descritas en la memoria adjunta forman parte integrante de los Estados de Flujos de Efectivo Consolidados correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

Endesa, S.A., y sociedades dependientes Estados de flujos de efectivo consolidadoscorrespondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012

Memoria de cuentas anuales consolidadascorrespondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013


1. Actividad y Cuentas Anuales del Grupo

Endesa, S.A. (en adelante, la «Sociedad Dominante» o la «So-

ciedad») y sus sociedades filiales integran el Grupo Endesa

(en adelante, «ENDESA»). Endesa, S.A. tiene su domicilio so-

cial y fiscal, así como sus oficinas principales, en madrid, calle

Ribera del Loira, 60.

La Sociedad fue constituida con la forma mercantil de Socie-

dad Anónima en el año 1944 con el nombre de Empresa Na-

cional de Electricidad, S.A. y cambió su denominación social

por la de Endesa, S.A. por acuerdo de la Junta General ordina-

ria de Accionistas celebrada el 25 de junio de 1997.

ENDESA tiene como objeto social el negocio eléctrico en

sus distintas actividades industriales y comerciales, la ex-

plotación de toda clase de recursos energéticos prima-

rios, la prestación de servicios de carácter industrial y, en

especial, los de telecomunicaciones, agua y gas, así como

los que tengan carácter preparatorio o complementario de

las actividades incluidas en el objeto social, y la gestión del

Grupo Empresarial, constituido con las participaciones en

otras sociedades. ENDESA desarrolla, en el ámbito nacional

e internacional, las actividades que integran su objeto, bien

directamente o mediante su participación en otras socie-

dades.

Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA del ejercicio

anual terminado a 31 de diciembre de 2012 fueron aproba-

das por la Junta General de Accionistas celebrada el 22 de

abril de 2013.

Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA del ejercicio

anual terminado a 31 de diciembre 2013 y las de cada una

de las sociedades integrantes del mismo, correspondientes al

ejercicio 2013, que han servido de base para la preparación de

estas Cuentas Anuales Consolidadas se encuentran en su ma-

yor parte pendientes de aprobación por sus respectivas Juntas

Generales de Accionistas. No obstante, los Administradores de

la Sociedad Dominante entienden que dichas Cuentas Anuales

serán aprobadas conforme están presentadas.

En estas Cuentas Anuales Consolidadas se utiliza como mo-

neda de presentación el euro y las cifras se presentan en mi-

llones de euros (salvo mención expresa) por ser ésta la mone-

da de presentación de la Sociedad Dominante.

La Sociedad está integrada en el Grupo Enel, cuya sociedad

dominante última es Enel, S.p.A., que se rige por la legislación

mercantil vigente en Italia, con domicilio social en Roma, Via-

le Regina margherita, 137 y cuya cabecera en España es Enel

Energy Europe, S.L.u., con domicilio social en la calle Ribera del

Loira, 60, madrid. Las Cuentas Anuales Consolidadas del Grupo

Enel del ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2012

fueron aprobadas por la Junta General de Accionistas celebrada

el 30 de abril de 2013 y depositadas en los Registros mercanti-

les de Roma y madrid. La Sociedad presenta Cuentas Anuales

Consolidadas de acuerdo al Artículo 43 del Código de Comercio

al encontrarse sus acciones admitidas a cotización en las Bolsas

Españolas. El Grupo Enel posee, a través de Enel Energy Euro-

pe, S.L.u., un 92,063% del capital social de ENDESA, el cual fue

adquirido entre los años 2007 y 2009 (véase Nota 15.1.1).

23DOCUMENTACIÓN LEGAL mEmoRIA DE CuENTAS ANuALES CoNSoLIDADAS

2. Bases de presentación de las Cuentas Anuales Consolidadas

2.1. Principios contables

Las Cuentas Anuales Consolidadas de ENDESA correspon-

dientes al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de

2013 han sido formuladas por los Administradores de la So-

ciedad Dominante, en la reunión del Consejo de Administra-

ción celebrada el día 24 de febrero de 2014, de acuerdo con

lo establecido en las Normas Internacionales de Información

Financiera (NIIF) y en las interpretaciones del Comité de In-

terpretaciones de Normas Internacionales de Información

Financiera (CINIIF), según han sido adoptadas por la unión

Europea a la fecha del Estado de Situación Financiera Consoli-

dado, de conformidad con el Reglamento (CE) nº 1606/2002

del Parlamento Europeo y del Consejo y demás disposiciones

del marco normativo de información financiera aplicables a

ENDESA.

Estas Cuentas Anuales Consolidadas muestran la imagen fiel

del patrimonio y de la situación financiera de ENDESA a 31

de diciembre de 2013, del resultado global consolidado, de

sus operaciones, de los cambios en el patrimonio neto con-

solidado y de los flujos de efectivo consolidados que se han

producido en ENDESA en el ejercicio terminado en esa fecha.

Las Cuentas Anuales Consolidadas se han preparado siguiendo

el principio de empresa en funcionamiento mediante la aplica-

ción del método de coste, con excepción de las partidas que de

conformidad con las Normas Internacionales de Información Fi-

nanciera (NIIF) se valoran a valor razonable, tal y como se indica

en las Normas de Valoración de cada partida, y los activos no

corrientes y grupos enajenables de elementos mantenidos para

la venta, que se registran al menor de su valor contable y valor

razonable menos los costes de venta (véase Nota 3).

Las Cuentas Anuales Consolidadas de los ejercicios anuales

terminados a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de ENDESA

han sido preparadas a partir de los registros de contabilidad

mantenidos por la Sociedad y por las restantes sociedades in-

tegradas en ENDESA.

Cada sociedad prepara sus Cuentas Anuales siguiendo los

principios y criterios contables en vigor en el país en el que

realiza las operaciones por lo que en el proceso de consoli-

dación se han introducido los ajustes y reclasificaciones nece-

sarios para homogeneizar entre sí tales principios y criterios

para adecuarlos a las Normas Internacionales de Información

Financiera (NIIF) y a los criterios del Comité de Interpretacio-

nes de Normas Internacionales de Información Financiera

(CINIIF).

Las políticas contables utilizadas en la preparación de estas

Cuentas Anuales Consolidadas son las mismas que las aplica-

das en las Cuentas Anuales Consolidadas del ejercicio anual

terminado a 31 de diciembre de 2012, incluyendo las nue-

vas Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF)

y Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de

Información Financiera (CINIIF) publicadas en el Diario oficial

de la Unión Europea y cuya primera aplicación por ENDESA se

ha producido en las Cuentas Anuales Consolidadas del ejer-

cicio 2013.

a) Normas e interpretaciones aprobadas por la Unión

Europea, aplicadas por primera vez en las Cuentas

Anuales Consolidadas del ejercicio anual terminado

a 31 de diciembre de 2013

Las Normas e interpretaciones adoptadas por la Unión Eu-

ropea que han entrado en vigor en el ejercicio 2013 no han

tenido un efecto significativo sobre las Cuentas Anuales Con-

solidadas de ENDESA.

Las Normas cuya primera aplicación ha tenido lugar en las

Cuentas Anuales Consolidadas del ejercicio anual terminado

a 31 de diciembre de 2013 han sido las siguientes:

Modificación de la NIC 1 «Presentación de Estados

Financieros»

Las partidas que se presenten en otro Resultado Global ten-

drán que clasificarse distinguiendo entre partidas que son

potencialmente reclasificables a resultados del periodo pos-

teriormente (ajustes a reclasificación) y partidas que nunca se

llevarán a resultados.

Aplicación obligatoria en ejercicios anuales iniciados a partir

de 1 de julio de 2012.


ENDESA ha procedido a modificar la presentación del Estado

Consolidado del Resultado Global correspondiente al ejer-

cicio 2012 incluido en las Cuentas Anuales Consolidadas de

dicho ejercicio.

NIC 19 revisada «Retribuciones a los Empleados»

Elimina la opción de registrar las pérdidas y ganancias actua-

riales de los planes de pensiones de prestación definida en el

Estado de Resultados (método del corredor), y hace obligato-

rio que las mismas se registren en otro Resultado Global (pa-

trimonio neto), y modifica el concepto de los rendimientos

esperados de los activos afectos.

ENDESA había aplicado la opción de registrar las pérdidas y ga-

nancias actuariales de los planes de pensiones de prestación

definida en otro Resultado Global desde la primera adopción

de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF)

por lo que este aspecto de la modificación de la NIC 19 no ha

tenido ningún efecto sobre sus Estados Financieros Consolida-

dos.


de 1 de enero de 2013.

Modificaciones de la NIIF 7 «Instrumentos Financieros:

Información a revelar - Compensación de Activos

Financieros y Pasivos Financieros»

Clarifica los requisitos a revelar sobre los derechos de com-

pensación de activos financieros y pasivos financieros (véase

Nota 21).



Modificación a la NIC 12 «Impuesto sobre las Ganancias

- Impuestos Diferidos: Recuperación de los Activos

Subyacentes»

Se introduce una excepción al principio de valoración

establecido en dicha Norma a través de una presunción

refutable de acuerdo con la cual el importe en libros de

una inversión inmobiliaria valorada por su valor razona-

ble se recuperaría mediante la venta y la entidad debería

utilizar el tipo impositivo aplicable a la venta del activo

subyacente.



NIIF 13 «Valoración del Valor Razonable»

Establece un marco para la valoración del valor razonable, y

proporciona orientaciones exhaustivas sobre la manera de

valorar el valor razonable de los activos y pasivos tanto finan-

cieros como no financieros. La NIIF 13 se aplica cuando otra

NIIF requiere o permite valoraciones al valor razonable o re-

quiere la revelación de información sobre las valoraciones del

valor razonable (véase Nota 22).



Interpretación del Comité de Interpretaciones

de Normas Internacionales de Información Financiera

(CINIIF 20) «Costes por Desmonte en la Fase de

Producción de una Mina a Cielo Abierto»

El objeto de la CINIIF 20 es proporcionar orientaciones sobre

el reconocimiento de los costes por desmonte en la fase de

producción de un activo, así como sobre la valoración inicial y

posterior del activo derivado de la actividad de desmonte, a

fin de reducir, en la práctica, las disparidades existentes entre

entidades en cuanto a la forma de contabilizar los costes en

los que incurran por desmonte en la fase de producción de

una mina a cielo abierto.



Mejoras anuales de las Normas Internacionales

de Información Financiera (NIIF), Ciclo 2009-2011

Destinadas a subsanar una serie de problemas derivados de

posibles incoherencias en las Normas Internacionales de In-


formación Financiera (NIIF) o de la necesidad de una formula-

ción más clara, modificando las siguientes Normas:

• NIIF 1. «Adopción por primera vez de las Normas Interna-

cionales de Información Financiera».

• NIC 1. «Presentación de Estados Financieros».

• NIC 16. «Inmovilizado material».

• NIC 32. «Instrumentos Financieros».

• CINIIF 2. «Interpretación del Comité de Interpretaciones de

Normas Internacionales de Información Financiera– Apor-

taciones de Socios de Entidades Cooperativas e Instrumen-

tos Similares». modificada de Conformidad con la NIC 32.

• NIC 34. «Información Financiera Intermedia».



Las modificaciones normativas mencionadas en este epígra-

fe que han sido aplicadas por primera vez en estas Cuentas

Anuales Consolidadas no han tenido impacto relevante sobre

las mismas.

b) Normas e interpretaciones aprobadas por la Unión

Europea, cuya primera aplicación se producirá a partir

del ejercicio 2014.

A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Consoli-

dadas se han publicado en el Diario oficial de la unión Euro-

pea ciertas Normas Internacionales de Información Financiera

(NIIF) y Comité de Interpretaciones de Normas Internaciona-

les de Información Financiera (CINIIF) cuya primera aplicación

por ENDESA se producirá en los ejercicios anuales iniciados a

partir de 1 de enero de 2014:

NIIF 10 «Estados Financieros Consolidados»

Define un único modelo de consolidación que determina el

control como la base de la consolidación en lo que respecta a

todo tipo de entidades. Esta Norma sustituye a la NIC 27 «Es-

tados Financieros Consolidados y Separados» y a la Interpre-

tación SIC 12 del Comité de Interpretaciones «Consolidación

- Entidades con Cometido Especial».

NIIF 11 «Acuerdos Conjuntos»

Redefine el concepto de control conjunto en línea con la

definición de control incorporada por la NIIF 10 «Estados Fi-

nancieros Consolidados». Elimina la opción de contabilizar las

sociedades controladas conjuntamente utilizando el méto-

do de consolidación proporcional. Esta Norma sustituye a la

NIC 31 «Participaciones en Negocios Conjuntos» y a la SIC-13

«Entidades Controladas Conjuntamente - Aportaciones no

monetarias de los Partícipes».

Como consecuencia de la aplicación de la NIIF 11 «Acuerdos

Conjuntos», los Estados Financieros de los negocios conjuntos

que hasta la fecha de entrada en aplicación de dicha Norma

eran consolidados de forma proporcional deberán consoli-

darse mediante el método de la participación. La estimación

realizada sobre los principales impactos esperados derivados

de la aplicación retroactiva de la NIIF 11 «Acuerdos Conjun-

tos», sobre los Estados Financieros Consolidados comparati-

vos anteriores a la fecha de su primera aplicación el 1 de ene-

ro de 2014 es la siguiente:

Millones de Euros

Estado de Situación Financiera Consolidado 31 de diciembre de 2013

Activo No Corriente (156)

Activo Corriente (344)

Patrimonio Neto (7)

De la Sociedad Dominante —

De los Intereses Minoritarios (7)

Pasivo No Corriente (286)

Pasivo Corriente (207)

Total —

Millones de Euros

Estado del Resultado Consolidado 2013

Ingresos (263)

Aprovisionamientos y Servicios 116

Margen de Contribución (147)

Resultado Bruto de Explotación (112)

Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro 39

Resultado de Explotación (73)

Resultado Financiero (2)

Resultado Antes de Impuestos (10)

Impuesto sobre Sociedades 10

Resultado del Ejercicio —


NIIF 12 «Revelación de Participaciones en Otras

Entidades»

unifica y refuerza los requerimientos de revelación de infor-

mación aplicables respecto de las dependientes, los acuerdos

conjuntos, las asociadas y las entidades estructuradas no con-

solidadas que anteriormente se incluían en la NIC 27 «Estados

Financieros Separados», NIC 28 «Inversiones en Asociadas y en

Negocios Conjuntos» y NIC 31 «Participaciones en Negocios

Conjuntos».

NIC 27 Revisada «Estados Financieros Separados»

Norma modificada por efecto de la emisión de la NIIF 10 «Es-

tados Financieros Consolidados» y NIIF 12 «Revelación de Par-

ticipaciones en otras Entidades», con el propósito de limitar el

contenido de esta NIC a la contabilización de las Sociedades

Dependientes, las entidades controladas conjuntamente y las

entidades asociadas en los estados separados.

NIC 28 Revisada «Inversiones en Asociadas y en

Negocios Conjuntos»

Norma modificada por efecto de la emisión de la NIIF 11

«Acuerdos Conjuntos» y NIIF 12 «Revelación de Participacio-

nes en otras Entidades» con el propósito de unificar las defi-

niciones y otras aclaraciones contenidas en estas nuevas Nor-

mas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

Modificaciones de la NIIF 10 «Estados Financieros

Consolidados», la NIIF 11 «Acuerdos Conjuntos» y la NIIF

12 «Revelación de Participaciones en Otras Entidades»

Las modificaciones proporcionan una flexibilización de los

requisitos de transición en relación con la NIIF 10 «Estados Fi-

nancieros Consolidados», la NIIF 11 «Acuerdos Conjuntos» y la

NIIF 12 «Revelación de Participaciones en otras Entidades», al

limitar el requisito de proporcionar información comparativa

ajustada únicamente al ejercicio comparativo anterior.

Además, para la revelación de información relacionada con

entidades estructuradas no consolidadas, las modificaciones

suprimen el requisito de presentar información comparativa

correspondiente a los ejercicios anteriores a la aplicación por

primera vez de la NIIF 12 «Revelación de Participaciones en

otras Entidades».

Modificaciones a la NIC 32 «Instrumentos Financieros:

Presentación – Compensación de Activos Financieros y

Pasivos Financieros»

Aclara los requisitos para la compensación de activos finan-

cieros y pasivos financieros con el fin de eliminar las inconsis-

tencias de la aplicación del criterio actual de compensaciones

de la NIC 32.

Modificación a la NIC 36 «Deterioro del valor de los

activos»

Aclara que la información a revelar sobre el importe recupe-

rable de los activos, en el caso de que se determine a través

del valor razonable menos los costes de enajenación o dispo-

sición por otra vía, se deberá efectuar únicamente para aque-

llos activos cuyo valor se haya visto sometido a un deterioro.

Modificación a la NIC 39 «Instrumentos financieros:

Reconocimiento y Valoración en el documento titulado

Novación de Derivados y continuación de la Contabilidad

de Cobertura»

Se aclara que en aquellos casos en que en un derivado desig-

nado como instrumento de cobertura se produzca la sustitu-

ción de una contraparte por una contraparte central, como

consecuencia de disposiciones legales o reglamentarias, la

contabilidad de coberturas podrá continuar con independen-

cia de la novación de los contratos.

En la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Conso-

lidadas, la Dirección de ENDESA está evaluando el impacto

que la aplicación de las Normas mencionadas anteriormen-

te, que se aplicarán a partir del ejercicio 2014, tendrá sobre

los Estados Financieros Consolidados de ENDESA, si bien, en

principio, no se espera que éstos sean significativos, salvo en

lo mencionado anteriormente sobre la aplicación de la NIIF

11 «Acuerdos Conjuntos».


c) Normas e interpretaciones emitidas por el Consejo

de Normas Internacionales de Información Financiera

(IASB), pendientes de aprobación por la Unión Europea

Asimismo, el Consejo de Normas Internacionales de Informa-

ción Financiera (IASB) ha aprobado las siguientes Normas de

información financiera que están pendientes de aprobación

por parte de la unión Europea en la fecha de formulación de

las presentes Cuentas Anuales Consolidadas:

NIIF 9 «Instrumentos Financieros» y modificaciones

posteriores

Constituye la primera fase del proyecto de sustitución de la

NIC 39 «Instrumentos Financieros-Reconocimiento y Valora-

ción», y se aplicará a la clasificación y valoración de los activos

y pasivos financieros de acuerdo a lo definido en la citada

NIC 39.

Modificaciones a la NIC 19 «Retribuciones a los

Empleados». Planes de Prestación Definida:

Aportaciones del Empleado

Su objetivo es simplificar la contabilización de las contribu-

ciones a los planes de prestación definida realizadas por los

empleados que no dependan del número de años trabajados,

pudiendo reconocer tales contribuciones como una reduc-

ción del coste del servicio en el ejercicio en el que se presta, en

vez de asignar las aportaciones durante los años de servicio.

Mejoras Anuales de las Normas Internacionales

de Información Financiera (NIIF), Ciclo 2010-2012

Destinadas a subsanar una serie de problemas derivados de

posibles incoherencias en las Normas Internacionales de In-

formación Financiera (NIIF) o de la necesidad de una formu-

lación más clara, incluyendo mejoras sobre las siguientes Nor-

mas:

• NIC 16. «Inmovilizado material».

• NIC 38. «Activos Intangibles».

• NIC 24. «Información a Revelar sobre Partes Vinculadas».

• NIIF 2. «Pagos Basados en Acciones».

• NIIF 3. «Combinaciones de Negocios».

• NIIF 8. «Segmentos de operación».

Mejoras Anuales de las Normas Internacionales de

Información Financiera (NIIF), Ciclo 2011-2013

Destinadas a subsanar una serie de problemas derivados de po-

sibles incoherencias en las Normas Internacionales de Informa-

ción Financiera (NIIF) o de la necesidad de una formulación más

clara, incluyendo mejoras sobre las siguientes Normas:

• NIC 40. «Inversiones Inmobiliarias».

• NIIF 1. «Adopción por Primera vez de las NIIF».

• NIIF 3. «Combinaciones de Negocios».

• NIIF 13. «medición del Valor Razonable».

Interpretación del Comité de Interpretaciones de las

Normas Internacionales de Información Financiera

(CINIIF 21) «Tasas»

Esta interpretación de la NIC 37 «Provisiones, Activos Contin-

gentes y Pasivos Contingentes» proporciona una guía sobre

cuándo una entidad debe reconocer un pasivo por un grava-

men impuesto por el Gobierno, distinto al impuesto a la ren-

ta, en sus Estados Financieros.


dadas, la Dirección de ENDESA está evaluando el impacto que

la aplicación de estas Normas tendría, en caso de que fueran

finalmente convalidadas por la unión Europea, sobre los Esta-

dos Financieros Consolidados de ENDESA, si bien no se espera

que éstos sean significativos.

2.2. Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas

La información contenida en estas Cuentas Anuales Conso-

lidadas es responsabilidad de los Administradores de la So-

ciedad Dominante, que manifiestan expresamente que se

han aplicado en su totalidad los principios y criterios inclui-

dos en las Normas Internacionales de Información Financie-

ra (NIIF).


En la preparación de las Cuentas Anuales Consolidadas ad-

juntas se han utilizado determinadas estimaciones realizadas

por la Dirección de ENDESA para cuantificar algunos de los

activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran

registrados en ellas. Básicamente, estas estimaciones se refie-

ren a:

• La valoración de activos y fondos de comercio para deter-

minar la existencia de pérdidas por deterioro de los mismos

(véase Nota 3e).

• Las hipótesis empleadas en el cálculo actuarial de los pasi-

vos y obligaciones con los empleados (véase Nota 17).

• La vida útil de los activos materiales e intangibles (véanse

Notas 3a y 3d).

• Las hipótesis utilizadas para el cálculo del valor razonable

de los instrumentos financieros (véanse Notas 3g y 22).

• La energía suministrada a clientes no medida en contado-

res (véanse Notas 3g.1 y 3o).

• Determinadas magnitudes del Sistema Eléctrico, inclu-

yendo las correspondientes a otras empresas tales como

producción, facturación a clientes, energía consumida,

incentivos de la actividad de distribución, etc. que per-

miten estimar la liquidación global del Sistema Eléctrico

que deberá materializarse en las correspondientes liqui-

daciones definitivas, pendientes de emitir en la fecha de

formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas, y

que podría afectar a los saldos de activo, pasivo, ingresos

y gastos relacionados con la actividad sectorial del Siste-

ma Eléctrico.

• La interpretación de la normativa existente o de nueva nor-

mativa relacionada con la regulación del sector eléctrico

cuyos efectos económicos definitivos vendrán determina-

dos finalmente por las resoluciones de los organismos com-

petentes, algunas de las cuales están pendientes de emi-

tirse en la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales

Consolidadas (véase Nota 4).

• La probabilidad de ocurrencia y el importe de los activos o

pasivos de importe incierto o contingentes (véanse Notas

3l y 17.3).

• Los costes futuros para el cierre de las instalaciones y res-

tauración de terrenos (véanse Notas 3a, 3b, 3d, 3l y 17.3).

• Los resultados fiscales de las distintas sociedades de ENDESA

que se declararán ante las autoridades tributarias en el futuro y

que han servido de base para el registro de los distintos saldos

relacionados con el impuesto sobre sociedades en las Cuentas

Anuales Consolidadas adjuntas (véanse Notas 3ñ, 24 y 34).

A pesar de que estas estimaciones se han realizado en función

de la mejor información disponible en la fecha de formula-

ción de estas Cuentas Anuales Consolidadas sobre los hechos

analizados, es posible que acontecimientos que puedan tener

lugar en el futuro obliguen a modificarlas (al alza o a la baja)

en próximos ejercicios, lo que se haría de forma prospectiva,

reconociendo los efectos del cambio de estimación en las co-

rrespondientes Cuentas Anuales Consolidadas futuras.

2.3. Sociedades Dependientes y de Control Conjunto

Son Sociedades Dependientes aquellas en las que la Sociedad

Dominante controla, directa e indirectamente, la mayoría de

los derechos de voto o, sin darse esta situación, tiene el poder

de dirigir las políticas financieras y operativas de las mismas

con el objeto de obtener beneficios económicos de las acti-

vidades, considerándose a estos efectos los derechos de voto

potenciales en poder de ENDESA o de terceros ejercitables o

convertibles al cierre del ejercicio.

Se consideran Sociedades de Control Conjunto aquellas en

las que la situación descrita en el párrafo anterior se da gra-

cias al acuerdo contractual para compartir el control sobre

una actividad económica, de forma que las decisiones estra-

tégicas, tanto financieras como de explotación, relativas a la

actividad requieren el consentimiento unánime de ENDESA y

del resto de partícipes.


ENDESA no posee Entidades con Cometido Especial según

establece la Interpretación SIC 12 «Consolidación – Entida-

des con Cometido Especial», entendiendo como tales aque-

llas entidades en las que, aun sin poseer una participación

de control, se ejerce un control efectivo sobre las mismas, al

obtener sustancialmente la mayoría de los beneficios pro-

ducidos por la entidad y retener la mayoría de los riesgos de

la misma, aunque no se posea una participación en dicha

entidad.

En el Anexo I de estas Cuentas Anuales Consolidadas, deno-

minado «Sociedades que componen ENDESA», se relacionan

las Sociedades Dependientes y de Control Conjunto de EN-

DESA.

2.3.1. Variaciones del perímetro de consolidación

En el Anexo III de estas Cuentas Anuales Consolidadas se de-

tallan las variaciones del perímetro de consolidación produci-

das en los ejercicios 2013 y 2012.

En el ejercicio 2013, se han incorporado las siguientes com-

pañías al perímetro de consolidación: Compañía Energética

Veracruz S.A.C., Endesa Generación Nuclear, S.A.u. e Inversio-

nes Sudamérica Ltda. Las magnitudes económicas de estas

compañías no son significativas.

Durante el ejercicio 2013 se han realizado las siguientes ope-

raciones de fusión entre Sociedades Dependientes:

Sociedades Absorbentes

Sociedades Absorbidas

Fecha Efectiva de Fusión

Endesa Brasil, S.A.

Ampla Investimentos e Serviços, S.A. 21 de noviembre de

2013Investluz, S.A.

Compañía Eléctrica Tarapacá, S.A.

Endesa Eco, S.A. 1 de noviembre de 2013

Endesa Eco, S.A.Compañía Eléctrica San Isidro, S.A.

1 de septiembre de 2013

Inversiones Sudamérica Ltda (1)

Cono Sur Participaciones, S.L.U.

1 de julio de 2013

Endesa Financiación Filiales, S.A.u.

Endesa Desarrollo, S.L.U. 1 de julio de 2013

(1) Sociedad disuelta el 11 de octubre de 2013. Sus activos y pasivos han pasado a integrarse en Enersis, S.A.

Las operaciones de fusión entre Sociedades Dependientes lle-

vadas a cabo durante el ejercicio 2012 fueron las siguientes:

Sociedades Absorbentes

Sociedades Absorbidas

Fecha Efectiva de Fusión

Endesa Eco, S.A. Inversiones Endesa Norte, S.A.

1 de julio de 2012

Endesa Generación, S.A.u.

Endesa Trading, S.A.u.

11 de junio de 2012minas y Ferrocarril de Utrillas, S.A.U.

Carbones de Berga, S.A.U.

Inversiones Endesa Norte, S.A.

Endesa Inversiones Generales, S.A.

1 de mayo de 2012Empresa de Ingeniería Ingendesa, S.A.

Compañía Eléctrica San Isidro, S.A.

Empresa Eléctrica Pangue, S.A.

1 de mayo de 2012

Endesa Energía XXI, S.L.u.

GEm Suministro de Gas Sur 3, S.L.U.

29 de febrero de 2012

Endesa Energía, S.A.U.

GEm Suministro de Gas 3, S.L.U.


Enel.Re N.V. (1) Enel.Re Limited 1 de enero de 2012

(1) Actualmente denominada Enel Insurance N.V.

Por otra parte, en los ejercicios 2013 y 2012 se han producido

las disoluciones de las siguientes Sociedades Dependientes:

2013 (1) 2012 (1)

Asin Carbono usa, Inc. Parque Fotovoltaico Aricoute I, S.L.

Endesa Carbono Philippines, Inc. Parque Fotovoltaico El Guanche I, S.L.

Endesa Carbono usa, L.L.C.Parque Fotovoltaico Llano Delgado I, S.L.

Endesa Carbono, S.L.u. Parque Fotovoltaico Tablero I, S.L.

Inversiones Sudamérica Ltda. —

(1) Las magnitudes económicas de estas sociedades no son significativas.

Como consecuencia de la ampliación de capital de Enersis,

S.A. realizada en 2013 y suscrita por ENDESA mediante la

aportación del 100% del capital social de Cono Sur Participa-

ciones, S.L.u. (véase Nota 15.2) se han producido variaciones

en la participación económica de las Sociedades Dependien-

tes residentes en países de Latinoamérica en las que antes de

la mencionada operación Endesa Latinoamérica, S.A.u. po-

seía participación directa, así como en las participadas de las

mismas.

En el ejercicio 2012, se incorporaron las siguientes compa-

ñías al perímetro de consolidación: Cono Sur Participaciones,

S.L.u., Endesa Carbono Philippines, Inc., GEm Suministro de

Gas Sur 3, S.L.u., GEm Suministro de Gas 3, S.L.u. y Emgesa


Panamá, S.A. Las magnitudes económicas de estas compañías

no fueron significativas.

Asimismo, en el ejercicio 2012 también se produjo la salida

de las siguientes sociedades del perímetro de consolidación:

Endesa Ireland Limited (véase Nota 33), Nueva marina Real

Estate, S.L. (véase Nota 2.3.3), Distribución y Comercialización

de Gas Extremadura, S.A. y Gas Extremadura Transportista,

S.L. (véase Nota 33).

En el ejercicio 2012 la salida del perímetro de consolidación de

Endesa Ireland Limited supuso una reducción de 390 millones

de euros en el Activo no Corriente, de 29 millones de euros en

el Activo Corriente, de 132 millones de euros en el Pasivo no Co-

rriente y de 7 millones de euros en el Pasivo Corriente del Estado

de Situación Financiera Consolidado. La salida de Nueva marina

Real Estate, S.L. supuso una reducción de 27 millones de euros

en el Activo no Corriente y de 21 millones de euros en el Pasivo

Corriente del Estado de Situación Financiera Consolidado.

Exceptuando las operaciones cuyo impacto sobre los estados

Financieros Consolidados se ha cuantificado, para el resto, de

haberse realizado estas modificaciones en el perímetro de

consolidación en el inicio de los ejercicios 2013 y 2012, las va-

riaciones en las principales magnitudes en el Estado del Re-

sultado Consolidado adjunto y en el Estado de Situación Fi-

nanciera Consolidado adjunto no habrían sido significativas

en relación con las Cuentas Anuales Consolidadas adjuntas.

2.3.2. Sociedades consolidadas con participación

inferior al 50%

Aunque ENDESA posee una participación inferior al 50% en

Codensa, S.A. E.S.P. y Emgesa, S.A. E.S.P., tienen la considera-

ción de «Sociedades Dependientes» ya que ENDESA, directa o

indirectamente, en virtud de pactos o acuerdos entre accionis-

tas, o como consecuencia de la estructura, composición y cla-

ses de accionariado, ejerce el control de las citadas sociedades.

2.3.3. Sociedades no consolidadas con participación

superior al 50%

Aunque ENDESA posee una participación superior al 50% en

Centrales Hidroeléctricas de Aysén, S.A., y en la Asociación

Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E., así como otras sociedades no

relevantes que se indican en el Anexo I, tienen la considera-

ción de «Sociedades de Control Conjunto» ya que ENDESA, en

virtud de pactos o acuerdos entre accionistas, ejerce el control

conjunto de las citadas sociedades.

Por otra parte, ENDESA posee una participación del 60% en

Nueva marina Real Estate, S.L., a pesar de lo cual en 2012

se excluyó esta sociedad del perímetro de consolidación

por no tener ENDESA a 31 de diciembre de 2012 la capaci-

dad de dirigir las políticas operativas de la sociedad ya que

en octubre de dicho año el único activo de la sociedad, un

terreno en el término municipal de málaga, ha sido em-

bargado por el Ayuntamiento de málaga en el marco de

la reclamación de una liquidación que dicho organismo ha

realizado a Nueva marina Real Estate, S.L. por importe de

41 millones de euros correspondientes al primer plazo pre-

visto en el Convenio urbanístico formalizado entre ambas

partes en 2008 y que Nueva marina Real Estate, S.L. con-

sidera que está resuelto, por lo que ha recurrido tanto el

embargo como la liquidación. En estas condiciones y ante

la situación de insolvencia en la que se encontraba, Nueva

marina Real Estate, S.L. se vio en la necesidad de solicitar

el concurso de acreedores y presentó la demanda de con-

curso voluntario el día 28 de diciembre de 2012. mediante

Auto de fecha 21 de febrero de 2013 del Juzgado mercantil

número 10, Nueva marina Real Estate, S.L. fue declarada en

concurso de acreedores, situación en la que se mantenía al

31 de diciembre de 2013.

Con fecha 29 de enero de 2014, tras el acuerdo alcanzado en-

tre el Ayuntamiento de málaga y la Sociedad, se ha presenta-

do ante el Juzgado mercantil número 10 de madrid solicitud

para el levantamiento del concurso de acreedores. De mate-

rializarse el mismo, ENDESA recuperaría el control sobre Nue-

va marina Real Estate, S.L., lo que supondría su incorporación

de nuevo al perímetro de consolidación en el ejercicio 2014.

2.4. Sociedades Asociadas

Son Sociedades Asociadas aquellas en las que la Sociedad

Dominante, directa e indirectamente, ejerce una influencia

significativa. Con carácter general, la influencia significativa

se presume en aquellos casos en los que ENDESA posee una

participación superior al 20% (véase Nota 3h).


En el ejercicio 2013, se han producido las salidas del períme-

tro de consolidación de Endesa Gas T&D, S.L (véase Nota 9.1),

Enel Green Power modelo I Eólica, S.A. y Enel Green Power

modelo II Eólica, S.A. Las magnitudes económicas de estas

compañías no son significativas.

En el ejercicio 2012, se produjo la salida de Ensafeca Holding

Empresarial, S.L. (en liquidación) del perímetro de consoli-

dación.

En el Anexo II de estas Cuentas Anuales Consolidadas, deno-

minado «Sociedades Asociadas», se describe la relación de

ENDESA con cada una de sus asociadas.

2.5. Otras participaciones

Las magnitudes económicas de las sociedades participadas

por ENDESA que no tienen la consideración de Sociedades

Dependientes, Sociedades de Control Conjunto o Socieda-

des Asociadas presentan un interés desdeñable respecto a

la imagen fiel que deben expresar las Cuentas Anuales Con-

solidadas.

2.6. Principios de consolidación y combinaciones de negocio

Las Sociedades Dependientes se consolidan desde la fecha

de adquisición, que es aquella en la que ENDESA obtiene

efectivamente el control de las mismas, por el método de

integración global, integrándose en las Cuentas Anuales

Consolidadas la totalidad de sus activos, pasivos, ingresos,

gastos y flujos de efectivo una vez realizados los ajustes y eli-

minaciones correspondientes de las operaciones realizadas

dentro de ENDESA.

Los resultados de las Sociedades Dependientes adquiridas

o enajenadas durante el ejercicio se incluyen en los Estados

del Resultado Consolidados desde la fecha efectiva de ad-

quisición o hasta la fecha efectiva de enajenación, según

corresponda.

Las Sociedades de Control Conjunto se consolidan por el mé-

todo de integración proporcional, integrándose en las Cuen-

tas Anuales Consolidadas la parte proporcional de sus activos,

pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo, en función del

porcentaje de participación de ENDESA en dichas sociedades,

una vez realizados los ajustes y eliminaciones correspondien-

tes de las operaciones realizadas dentro de ENDESA.

La consolidación de las operaciones de la Sociedad Dominan-

te y de las Sociedades Dependientes se ha efectuado siguien-

do los siguientes principios básicos:

1. En la fecha de adquisición, los activos, pasivos y pasivos

contingentes de la sociedad filial son registrados a valor

razonable, excepto para determinados activos y pasivos

que se valoran siguiendo los principios de valoración es-

tablecidos en las Normas. En el caso de que exista una

diferencia positiva entre el coste de adquisición de la so-

ciedad filial y el valor razonable de los activos y pasivos

de la misma, incluyendo pasivos contingentes, correspon-

dientes a la participación de la matriz, esta diferencia es

registrada como fondo de comercio. En el caso de que la

diferencia sea negativa, ésta se registra con abono al Es-

tado del Resultado Consolidado. Los costes relacionados

con la adquisición se reconocen como gasto a medida

que se incurren.

2. El valor de la participación de los Intereses minoritarios en

el valor razonable de los activos netos adquiridos y en los

resultados de las Sociedades Dependientes consolidadas

por integración global se presenta, respectivamente, en

los epígrafes «Patrimonio Neto: De los Intereses minorita-

rios» del Estado de Situación Financiera Consolidado e «In-

tereses minoritarios» del Estado de otro Resultado Global

Consolidado.

3. La conversión de los Estados Financieros de las sociedades

extranjeras con moneda funcional distinta del euro se rea-

liza del siguiente modo:

a) Los activos y pasivos, utilizando el tipo de cambio vi-

gente en la fecha de cierre de las Cuentas Anuales

Consolidadas.

b) Las partidas de los Estados del Resultado utilizando el

tipo de cambio medio del ejercicio.

c) El Patrimonio Neto se mantiene a tipo de cambio his-

tórico a la fecha de su adquisición (o al tipo de cambio


medio del ejercicio de su generación, tanto en el caso

de los resultados acumulados como de las aportacio-

nes realizadas), según corresponda.

Las diferencias de cambio que se producen en la con-

versión de los Estados Financieros se registran netas de

su efecto fiscal en el epígrafe «Diferencias de Conver-

sión» dentro del Estado de otro Resultado Global Con-

solidado: otro Resultado Global (véase Nota 15.1.6).

Las diferencias de conversión generadas con anterio-

ridad a 1 de enero de 2004 han sido traspasadas a re-

servas al haberse acogido la Sociedad, en la primera

aplicación de las Normas Internacionales de Informa-

ción Financiera (NIIF), a la excepción prevista para la

conversión de los Estados Financieros elaborados con

principios y criterios contables españoles a Normas In-

ternacionales de Información Financiera (NIIF).

4. Todos los saldos y transacciones entre las sociedades con-

solidadas por integración global se han eliminado en el

proceso de consolidación, así como la parte correspon-

diente de las sociedades consolidadas por integración

proporcional.

5. Cuando se realiza una transacción por la que se pier-

de el control de una Sociedad Dependiente y se retiene

una participación en dicha sociedad, el registro inicial

de la participación retenida se realiza por el valor razona-

ble de la participación en el momento de la pérdida de

control. La diferencia entre el valor razonable de la contra-

prestación recibida en la operación, más el valor razona-

ble de la inversión mantenida, más el valor en libros de las

participaciones no controladas en la anterior subsidiaria y

los activos y pasivos dados de baja del Estado de Situación

Financiera Consolidado como consecuencia de la pérdida

de control de la sociedad previamente controlada se re-

gistra en el epígrafe «Resultado en Ventas de Activos» del

Estado del Resultado Consolidado.

6. Los cambios en la participación en las Sociedades Depen-

dientes que no den lugar a una toma o pérdida de control

se registran como transacciones de patrimonio ajustándo-

se el importe en libros de las participaciones de control y

de las participaciones de intereses minoritarios para refle-

jar los cambios en sus participaciones relativas en la subsi-

diaria. La diferencia que pueda existir entre el importe por

el que se ajuste la participación de los intereses minorita-

rios y el valor razonable de la contraprestación pagada o

recibida se reconoce directamente en el Patrimonio Neto

de la Sociedad Dominante.


3. Normas de valoración

Las principales Normas de valoración utilizadas en la elabora-

ción de las Cuentas Anuales Consolidadas adjuntas han sido

las siguientes:

a) Inmovilizado material

El inmovilizado material está valorado por su coste, neto de

su correspondiente amortización acumulada y de las pérdi-

das por deterioro que haya experimentado. Adicionalmente

al precio pagado por la adquisición de cada elemento, el cos-

te también incluye en su caso, los siguientes conceptos:

• Los gastos financieros devengados durante el periodo de

construcción que sean directamente atribuibles a la adqui-

sición, construcción o producción de activos aptos, que son

aquellos que requieren de un periodo de tiempo sustancial

antes de estar listos para su uso, como, por ejemplo, insta-

laciones de generación eléctrica o de distribución. La tasa

de interés utilizada es la correspondiente a la financiación

específica o, de no existir, la tasa media de financiación de

la sociedad que realiza la inversión. La tasa media de fi-

nanciación depende principalmente del área geográfica y

en 2013 varía en un rango comprendido entre un 3,1% y

un 8,1% (3,4% y 8,6% en 2012). El importe activado por

este concepto ha ascendido a 48 millones de euros en el

ejercicio 2013 (47 millones de euros en el ejercicio 2012)

(véase Nota 32).

• Los gastos de personal relacionados directamente con las

obras en curso. Los importes capitalizados por este con-

cepto se registran en el Estado del Resultado Consolidado

adjunto como gasto en el epígrafe «Gastos de Personal» y

como ingreso en el epígrafe «Trabajos Realizados por ENDE-

SA para su Activo». El importe activado por este concepto

ha ascendido a 169 millones de euros en el ejercicio 2013

(148 millones de euros en el ejercicio 2012).

• Los costes futuros a los que ENDESA deberá hacer frente en

relación con el cierre de sus instalaciones se incorporan al

valor del activo por el valor actualizado, recogiendo la co-

rrespondiente provisión. ENDESA revisa anualmente su esti-

mación sobre los mencionados costes futuros, aumentando

o disminuyendo el valor del activo en función de los resulta-

dos de dicha estimación. En el caso de las centrales nuclea-

res, esta provisión recoge el importe al que se estima que

ENDESA deberá hacer frente hasta el momento en el que,

de acuerdo con el Real Decreto 1349/2003, de 31 de octu-

bre, la Ley 24/2005, de 18 de noviembre y la Ley 15/2012

de 27 de diciembre, la entidad pública empresarial Empresa

Nacional de Residuos Radioactivos, S.A. de gestión de resi-

duos radioactivos se haga cargo del desmantelamiento de

estas centrales (véase Nota 17.3).

Los elementos adquiridos con anterioridad a 31 de diciembre

de 2003 incluyen en el coste de adquisición, en su caso, las

revalorizaciones de activos permitidas en los distintos países

para ajustar el valor del inmovilizado material con la inflación

registrada hasta esa fecha.

Las obras en curso se traspasan al inmovilizado material en

explotación una vez finalizado el periodo de prueba cuando

se encuentran disponibles para su uso, a partir de cuyo mo-

mento comienza su amortización.

Los costes de ampliación, modernización o mejora que repre-

sentan un aumento de la productividad, capacidad o eficien-

cia o un alargamiento de la vida útil de los bienes se capitali-

zan como mayor coste de los correspondientes bienes.

Las sustituciones o renovaciones de elementos completos

que aumentan la vida útil del bien, o su capacidad económi-

ca, se registran como mayor valor del inmovilizado material,

con el consiguiente retiro contable de los elementos sustitui-

dos o renovados.

Los gastos periódicos de mantenimiento, conservación y re-

paración se imputan a resultados como coste del ejercicio en

que se incurren.

Los activos indivisibles en los que ENDESA tiene la propiedad

compartida con otros propietarios (comunidades de bienes)

son registrados por la parte proporcional que le corresponde

al mismo en dichos activos (véase Nota 5).

Los Administradores de la Sociedad Dominante basándose

en el resultado del test de deterioro explicado en la Nota 3e,

consideran que el valor contable de los activos no supera el

valor recuperable de los mismos.

El inmovilizado material, neto en su caso del valor residual del

mismo, se amortiza, a partir del momento en que se encuen-


tra en condiciones de uso, distribuyendo linealmente el coste

de los diferentes elementos que lo componen entre los años

de vida útil estimada que constituyen el periodo en el que las

sociedades esperan utilizarlos. La vida útil se revisa periódica-

mente y, si procede, se ajusta de forma prospectiva. A conti-

nuación se presentan los periodos de vida útil utilizados para

la amortización de los activos:

Intervalo de años de vida útil estimada

Instalaciones de Generación

Centrales Hidráulicas:

obra Civil 35-65

Equipo Electromecánico 10-40

Centrales de Carbón / Fuel 25-40

Centrales Nucleares 40

Centrales de Ciclo Combinado 10-25

Renovables 20-35

Instalaciones de Transporte y Distribución

Red de Alta Tensión 10-60

Red de Baja y media Tensión 10-60

Equipos de medida y Telecontrol 3-50

otras Instalaciones 4-25

Los terrenos no se deprecian por tener una vida útil indefinida.

En el caso de las centrales nucleares, la vida útil estimada es

de cuarenta años. Estas centrales necesitan autorización ad-

ministrativa para su funcionamiento. Los permisos de explo-

tación concedidos a estas centrales en la fecha de formula-

ción de estas Cuentas Anuales Consolidadas no alcanzan la

totalidad de la vida útil estimada, ya que estos permisos se

conceden normalmente para treinta años, periodo inferior a

la vida útil de las instalaciones, no renovándose hasta que se

encuentra próximo su vencimiento.

Los Administradores de la Sociedad Dominante consideran

que estos permisos se renovarán para cubrir, al menos, los

cuarenta años de funcionamiento de la central actualmente

estimados de acuerdo con los precedentes existentes.

De acuerdo con la Ley 29/1985, de 2 de agosto, modificada

parcialmente por la Ley 46/1999, de 13 de diciembre, todas las

centrales de producción hidroeléctricas españolas se hallan su-

jetas al régimen de concesión administrativa temporal. Según

los términos de estas concesiones administrativas, a la termina-

ción de los plazos establecidos, las indicadas instalaciones re-

vierten a la propiedad del Estado en condiciones de buen uso,

estableciéndose su plazo de reversión entre el 2014 y 2065.

Estas instalaciones se amortizan en el plazo concesional o du-

rante su vida económica, el menor de estos dos periodos.

Por lo que respecta a las concesiones administrativas de las

que son titulares las sociedades de ENDESA en Latinoamérica,

a continuación se presenta detalle del periodo restante hasta

su caducidad de aquellas concesiones que no tienen carácter

indefinido, excluidas aquellas a las que es de aplicación la CI-

NIIF 12 «Acuerdos de Concesión de Servicios» (véase Nota 3d):

Empresa Concedente Actividad País

Año de inicio de la Concesión

Plazo de laConcesión

PeriodoRestantehastaCaducidad

Periodos deRevisiónTarifaria

Empresa Distribuidora Sur, S.A. Estado Nacional de Argentina Distribución Argentina 1992 95 años 74 años

Cada 5 años (Ley 25.561 Emergencia suspendió periodos revisión)

Hidroeléctrica El Chocón, S.A. Estado Nacional de Argentina Generación Argentina 1993 30 años 10 años No aplica

Transportadora de Energía, S.A. Estado Nacional de Argentina Transporte Argentina 2002 85 años 74 años No aplica

Compañía de Transmisión del Mercosur, S.A.

Estado Nacional de Argentina Transporte Argentina 2000 87 años 74 años No aplica

Centrais Elétricas Cachoeira Dourada, S.A.

ministerio de minas y Energía y Agência Nacional de Energia Elétrica

Generación Brasil 1997 30 años 14 años No aplica

Central Geradora Termelétrica Fortaleza, S.A. (Autorización Productor Independiente)


Generación Brasil 2001 30 años 18 años No aplica

Compañía de Interconexión Energética, S.A. (Transporte Línea 1)


Transporte Brasil 2000 20 años 7 añosCada 4 años, con reajuste tarifario anual por inflación

Compañía de Interconexión Energética, S.A. (Transporte Línea 2)


Transporte Brasil 2002 20 años 9 añosCada 4 años, con reajuste tarifario anual por inflación


Las Sociedades Dependientes mencionadas en el cuadro

anterior están obligadas a realizar las inversiones necesa-

rias para el mantenimiento y adecuado funcionamiento de

las inversiones asociadas a la concesión y que, a su término,

revertirán al organismo concedente percibiendo, en su caso,

como contraprestación una indemnización por los bienes en-

tregados.

ENDESA ha evaluado las casuísticas específicas de cada

una de las concesiones descritas anteriormente, que varían

unas de otras dependiendo del país, negocio y jurisprudencia

legal, concluyéndose que en ninguno de estos casos se dan

los factores determinantes para aplicar la CINIIF 12: «Acuer-

dos de Concesión de Servicios» (véase Nota 3d).

Los beneficios o pérdidas que surgen en ventas o retiros de

bienes de inmovilizado material se reconocen como resulta-

dos del ejercicio y se calculan como la diferencia entre el valor

de venta y el valor neto contable del activo.

b) Inversiones inmobiliarias

El epígrafe de «Inversiones Inmobiliarias» recoge aquellos te-

rrenos e inmuebles que se estima que no se recuperarán en

el curso ordinario de los negocios que constituyen el objeto

social de ENDESA.

Las inversiones inmobiliarias se valoran por su coste de adqui-

sición neto de su correspondiente amortización acumulada y

las pérdidas por deterioro que hayan experimentado.

El valor de mercado de las inversiones inmobiliarias se desglo-

sa en la Nota 6 y se ha calculado, en Latinoamérica, de acuer-

do con la mejor estimación de ENDESA, teniendo en cuenta

las condiciones de mercado en cada una de las fechas, y en

el resto, según valoraciones externas realizadas en el cuarto

trimestre del ejercicio 2013.

Las inversiones inmobiliarias, excluidos los terrenos, se amor-

tizan distribuyendo linealmente el coste de los diferentes ele-

mentos que lo componen entre los años de vida útil, que se

estiman según los mismos criterios que los establecidos para

el inmovilizado material.

c) Fondo de comercio

El fondo de comercio generado en la consolidación represen-

ta el exceso del coste de adquisición sobre la participación de

ENDESA en el valor razonable de los activos y pasivos, inclu-

yendo los contingentes identificables de una Sociedad De-

pendiente o controlada conjuntamente adquirida en la fecha

de adquisición.

La valoración de los activos y pasivos adquiridos se realiza de

forma provisional en la fecha de toma de control de la socie-

dad, revisándose la misma en el plazo máximo de un año a

partir de la fecha de adquisición. Hasta que se determina de

forma definitiva el valor razonable de los activos y pasivos, la

diferencia entre el precio de adquisición y el valor contable de

la sociedad adquirida se registra de forma provisional como

fondo de comercio.

En el caso de que la determinación definitiva del fondo de

comercio se realice en las cuentas anuales del año siguiente al

de la adquisición de la participación, las cuentas del ejercicio

anterior que se presentan a efectos comparativos se modifi-

can para incorporar el valor de los activos y pasivos adquiridos

y del fondo de comercio definitivo desde la fecha de adquisi-

ción de la participación.

Los fondos de comercio surgidos en la adquisición de socie-

dades con moneda funcional distinta del euro se valoran en

la moneda funcional de la sociedad adquirida, realizándose

la conversión a euros al tipo de cambio vigente a la fecha del

Estado de Situación Financiera.

Los fondos de comercio adquiridos a partir de 1 de enero de

2004 se mantienen valorados a su coste de adquisición y los

adquiridos con anterioridad a esa fecha se mantienen por su

valor neto registrado a 31 de diciembre de 2003 de acuerdo

con los criterios contables españoles aplicables en esa fecha.

Los fondos de comercio no se amortizan, sino que se asignan

a cada una de las unidades Generadoras de Efectivo (uGEs o

uGE), o conjunto de ellas, y al cierre de cada ejercicio contable

se procede a estimar si se ha producido en ellos algún dete-

rioro que reduzca su valor recuperable a un importe inferior

al coste neto registrado, procediéndose, en su caso, al opor-

tuno saneamiento (véase Nota 3e).


d) Activos intangibles

Los activos intangibles se reconocen inicialmente por su coste

de adquisición o producción y, posteriormente, se valoran a

su coste neto de su correspondiente amortización acumulada

y de las pérdidas por deterioro que, en su caso, hayan expe-

rimentado. Los activos intangibles se amortizan linealmente

en su vida útil, a partir del momento en que se encuentran

en condiciones de uso, salvo aquellos con vida útil indefinida,

que no se amortizan.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 no existen activos intangi-

bles con vida útil indefinida de importe significativo, excepto

los derechos de emisión de dióxido de carbono (derechos de

emisión de Co2), los Certified Emission Reductions (CERs) y los

Emission Reductions Unit (ERus).

Los criterios para el reconocimiento de las pérdidas por dete-

rioro de estos activos y, en su caso, de las recuperaciones de

las pérdidas por deterioro registradas en ejercicios anteriores

se explican en la Nota 3e.

d.1. Concesiones

La CINIIF 12 «Acuerdos de Concesión de Servicios» proporcio-

na guías para la contabilización de los acuerdos de concesión

de servicios públicos a un operador privado. Esta interpreta-

ción contable se aplica en aquellas concesiones en las que:

a) La concedente controla o regula qué servicios debe pro-

porcionar el operador con la infraestructura, a quién debe

suministrarlos y a qué precio.

b) La concedente controla, a través de la propiedad, del de-

recho de usufructo o de otra manera, cualquier participa-

ción residual significativa en la infraestructura al final del

plazo del acuerdo.

De cumplirse, simultáneamente, con las condiciones expues-

tas anteriormente, la contraprestación recibida por ENDESA

por la construcción de la infraestructura se reconoce por el

valor razonable de la misma, como un activo intangible en

la medida que el operador recibe un derecho a efectuar

cargos a los usuarios del servicio público, siempre y cuan-

do estos derechos estén condicionados al grado de uso del

servicio, o como un activo financiero, en la medida en que

exista un derecho contractual incondicional a recibir efectivo

u otro activo financiero ya sea directamente del cedente o

de un tercero. Las obligaciones contractuales asumidas por

ENDESA para el mantenimiento de la infraestructura duran-

te su explotación, o por su devolución al cedente al final del

acuerdo de concesión en las condiciones especificadas en el

mismo, en la medida en que no suponga una actividad que

genera ingresos, se reconoce siguiendo la política contable

de provisiones (véase Nota 3l).

Las Sociedades Dependientes de ENDESA que han reconoci-

do un activo intangible por sus acuerdos de concesión como

consecuencia de la aplicación de la CINIIF 12 son las que figu-

ran a continuación (a pie de página).

Las Sociedades Dependientes mencionadas en el cuadro es-

tán obligadas a realizar las inversiones necesarias para el man-

tenimiento y adecuado funcionamiento de las inversiones

asociadas a la concesión y que, a su término, revertirán al

Empresa Concedente Actividad País

Año de inicio de la Concesión

Plazo de la Concesión

Periodo Restante hasta Caducidad

Periodos de Revisión Tarifaria

Opciones de Renovación

Ampla Energia e Serviços, S.A. (*)


Distribución Brasil 1996 30 años 13 años

Cada 5 años, con reajuste tarifario anual por inflación

Prorrogable a criterio del organismo Concedente

Companhia Energética do Ceará, S.A. (*)

Ministerio de Minas y Energía y Agência Nacional de Energia Elétrica

Distribución Brasil 1997 30 años 14 años

Cada 4 años, con reajuste tarifario anual por inflación

Prorrogable a criterio del organismo Concedente

Sociedad Concesionaria Túnel El melón, S.A.

ministerio de obras PúblicasInfraestructura Vial

Chile 1993 23 años 3 años

Trimestralmente según el índice de Precios de Consumo

No

(*) Considerando que una parte de los derechos adquiridos por las filiales son incondicionales, se ha reconocido una parte del activo como intangible y otra parte como financiero (véase Nota 10.2).


organismo concedente percibiendo en contraprestación una

indemnización por los bienes entregados no amortizados.

El importe de los gastos e ingresos incurridos para la mejora

de las infraestructuras de estas concesiones asciende a 242

y 244 millones de euros durante los ejercicios 2013 y 2012,

respectivamente (véanse Notas 27.2 y 28).

Los gastos financieros se activan siguiendo los criterios esta-

blecidos en la letra a) de esta Nota, siempre y cuando el ope-

rador de la concesión tenga un derecho contractual para reci-

bir un activo intangible. Durante los ejercicios 2013 y 2012 no

se activaron gastos financieros.

Durante los ejercicios 2013 y 2012 se activaron gastos de per-

sonal directamente relacionados a construcciones en curso

por importe de 20 y 24 millones de euros, respectivamente.

Las concesiones se amortizan dentro del periodo de duración

de la misma.

Los contratos de concesión no sujetos a la CINIIF 12 «Acuer-

dos de Concesión de Servicios» se reconocen siguiendo los

criterios generales. En la medida en que ENDESA reconoce

los activos como inmovilizado material (véase Nota 3a), éstos

se amortizan durante el periodo menor entre la vida econó-

mica o plazo concesional. Cualquier obligación de inversión,

mejora o reposición asumida por ENDESA se considera en los

cálculos de deterioro de valor del inmovilizado como una sa-

lida de flujos futuros comprometidos de carácter contractual,

necesarios para obtener las entradas de flujos de efectivo fu-

turas. Si ENDESA tiene los activos cedidos en uso a cambio de

una contraprestación, se aplican los criterios establecidos en

la Nota 3f.

d.2. Gastos de investigación y desarrollo

ENDESA sigue la política de registrar como activo intangible

en el Estado de Situación Financiera Consolidado los costes

de los proyectos en la fase de desarrollo siempre que su viabi-

lidad técnica y rentabilidad económica estén razonablemen-

te aseguradas.

Los costes de investigación se registran como gastos en los

Estados del Resultado Consolidados. El importe de estos cos-

tes en el Estado del Resultado Consolidado adjunto asciende

a 40 millones de euros en 2013 y 84 millones de euros en

2012.

d.3. Derechos de emisión de CO2, Certified Emission

Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs)

Las sociedades europeas de ENDESA que realizan emisiones

de Co2 en su actividad de generación eléctrica deben entre-

gar en los primeros meses del ejercicio siguiente derechos

de emisión de Co2, Certified Emission Reductions (CERs) o

Emission Reductions Unit (ERus) equivalentes a las emisio-

nes realizadas durante el ejercicio anterior. ENDESA sigue la

política de registrar como un activo intangible no amortiza-

ble tanto los derechos de emisión de Co2 como los Certified

Emission Reductions (CERs) y los Emission Reductions Unit

(ERus).

Los derechos de emisión de Co2, los Certified Emission Reduc-

tions (CERs) y los Emission Reductions Unit (ERus) se valoran

inicialmente por su coste de adquisición, dotándose poste-

riormente la correspondiente provisión en caso de que el va-

lor de mercado sea inferior a dicho coste.

Para los derechos recibidos gratuitamente, existentes a

31 de diciembre de 2012 (véase Nota 7.1), conforme a los

correspondientes Planes Nacionales de Asignación (PNAs)

se considera como coste de adquisición el precio de mer-

cado vigente en el momento en que se reciben registran-

do un ingreso diferido por el mismo importe. Para estos

derechos, en caso de tener que dotar una provisión para

minorar el coste hasta el valor de mercado, se dota la co-

rrespondiente provisión y se minora el saldo de ingresos

diferidos.

d.4. Otros activos intangibles

Estos activos corresponden fundamentalmente a programas

informáticos, que se reconocen inicialmente por su coste de

adquisición o producción y, posteriormente, se valoran a su

coste neto de su correspondiente amortización acumulada y

de las pérdidas por deterioro que, en su caso, hayan experi-

mentado. Se amortizan en su vida útil, que, en la mayor parte

de los casos, se estima en cinco años.


e) Deterioro del valor de los activos

A lo largo del ejercicio y, en cualquier caso, en la fecha de

cierre del mismo, se evalúa si existe algún indicio de que al-

gún activo hubiera podido sufrir una pérdida por deterioro.

En caso de que exista algún indicio se realiza una estima-

ción del importe recuperable de dicho activo para determi-

nar, en su caso, el importe del saneamiento necesario. Si se

trata de activos identificables que no generan flujos de caja

de forma independiente, se estima la recuperabilidad de la

unidad Generadora de Efectivo (uGE) a la que pertenece el

activo, entendiendo como tal el menor grupo identificable

de activos que genera entradas de efectivo independientes.

Independientemente de lo señalado en el párrafo anterior,

en el caso de las unidades Generadoras de Efectivo (uGEs) a

las que se han asignado fondos de comercio o activos intangi-

bles con una vida útil indefinida, el análisis de su recuperabili-

dad se realiza de forma sistemática al cierre de cada ejercicio.

Con carácter general, ENDESA considera que el negocio de

distribución y el negocio de generación de cada país consti-

tuyen una unidad Generadora de Efectivo (uGE). El importe

recuperable es el mayor entre el valor de mercado minorado

por el coste necesario para su venta y el valor en uso, enten-

diendo por éste el valor actual de los flujos de caja futuros

estimados. Para el cálculo del valor de recuperación del inmo-

vilizado material, del fondo de comercio y del activo intan-

gible, el valor en uso es el criterio utilizado por ENDESA en

prácticamente la totalidad de los casos.

Para estimar el valor en uso, ENDESA prepara las previsiones

de flujos de caja futuros antes de impuestos a partir de los

presupuestos más recientes disponibles. Estos presupuestos

incorporan las mejores estimaciones de la Dirección de ENDE-

SA sobre los ingresos y costes de las unidades Generadoras

de Efectivo (uGEs) utilizando las previsiones sectoriales, la ex-

periencia del pasado y las expectativas futuras.

Estas previsiones cubren, en general, los próximos diez años

(periodo utilizado en el proceso de planificación de ENDESA),

estimándose los flujos para los años futuros hasta el fin de la

vida útil de los activos, o hasta el final de las concesiones, en

su caso, aplicando tasas de crecimiento razonables basadas

en las tasas medias de crecimiento a largo plazo y la inflación

prevista para el sector y país del que se trate, que se toman

como hipótesis para la realización de las proyecciones.

Estos flujos se descuentan para calcular su valor actual a una

tasa antes de impuestos que recoge el coste de capital del

negocio y del área geográfica en que se desarrolla. Para su

cálculo se tiene en cuenta el coste actual del dinero y las pri-

mas de riesgo utilizadas de forma general entre los analistas

para el negocio y zona geográfica.

Las tasas de descuento aplicadas en 2013 y 2012 se encuen-

tran en los siguientes rangos:

País Moneda

2013 2012

Mínimo(%)

Máximo(%)

Mínimo (%)

Máximo (%)

España (*) Euro

Generación 6,2 15,4 5,9 16,2

Distribución 5,9 8,0 5,3 6,9

Latinoamérica (**)

Chile Peso Chileno

Generación y otros

8,6 15,8 8,4 14,6


ArgentinaPeso Argentino

Generación 23,8 28,3 26,0 31,9

Distribución 17,8 17,8 29,0 29,0

Brasil Real Brasileño

Generación y otros

12,5 18,2 13,5 18,0


PerúNuevo Sol Peruano

Generación 11,3 13,4 12,5 14,9


ColombiaPeso Colombiano

Generación 13,3 13,3 14,5 14,5


(*) Incluye todo el Segmento de España y Portugal. Las tasas de descuento aplicadas en España en 2013 se encuentran en el rango de 5,9% - 8,5% (5,3% - 8,8% en 2012).(**) Generación en el Negocio en Latinoamérica incluye las actividades de Generación, Transporte y otros.

Analizando los parámetros que componen las tasas de des-

cuento empleadas en el ejercicio 2013, cabe destacar que la

tasa libre de riesgo, tanto en euros como en dólares estadou-

nidenses, ha bajado ligeramente, mientras que el riesgo país

ha decrecido en todos los países, salvo en España, donde se

ha subido moderadamente. La prima de riesgo del Negocio,

que representa el riesgo específico de los activos y se basa


en las betas desapalancadas consideradas para empresas de

actividad similar, muestra un aumento en los negocios regu-

lados, frente una disminución en los negocios liberalizados.

El periodo de proyección de los flujos de efectivo futuros

para extrapolar las proyecciones es, en términos generales,

los próximos diez años por tratarse de un negocio con una

necesidad importante de inversiones cuyo plazo de construc-

ción es largo y, en consecuencia, su periodo de generación de

flujos de caja.

Las tasas de crecimiento empleadas para extrapolar las pro-

yecciones son las que se detallan a continuación:

2013 2012

País Moneda Tasa g (%) Tasa g (%)

España (*) Euro 0-2,0 0-2,0

Latinoamérica (**):

Chile Peso Chileno 2,2-5,3 2,3-5,2

Argentina Peso Argentino 3,5-6,0 8,6-9,5

Brasil Real Brasileño 5,1-6,1 5,1-6,1

Perú Nuevo Sol Peruano 3,6-4,6 3,7-4,9

Colombia Peso Colombiano 4,3-5,3 4,3-5,3

(*) Incluye todo el Segmento de España y Portugal.(**) Las tasas de crecimiento en el Negocio en Latinoamérica incorporan el componente de inflación de sus monedas con respecto al euro. Si se eliminase dicho componente de inflación, las tasas de descuento consideradas no superarían en ningún caso el 2,3%.

Al margen de las tasas de descuento y de crecimiento, las hi-

pótesis clave que se han considerado para estimar los flujos

de caja futuros se basan en la experiencia histórica y en las

previsiones sectoriales y son las siguientes:

• El crecimiento previsto de la demanda en función de esti-

maciones de analistas y de organismos locales e interna-

cionales.

• La hidraulicidad media obtenida de series históricas y te-

niendo en cuenta el punto de partida real.

• La evolución estimada del «mix» energético teniendo en

consideración estimaciones de analistas y de organismos

locales e internacionales.

• Los costes esperados de los combustibles y los precios de la

electricidad atendiendo a estimaciones basadas en los pre-

cios «forward», en organismos internacionales y en analis-

tas de reconocido prestigio.

• La evolución prevista de los costes fijos, en consonancia con

los planes internos de reducción de costes y teniendo en

cuenta los índices de inflación previstos de acuerdo con las

estimaciones de organismos locales e internacionales.

• Los contratos existentes, tanto de suministro como de venta.

• Las medidas regulatorias existentes y aquellas que pudie-

ran producirse en las sucesivas revisiones tarifarias, con-

forme a lo establecido en las diferentes legislaciones y a la

mejor información disponible.

• Las inversiones necesarias para soportar los niveles de pro-

ducción y el volumen y la calidad del suministro en las áreas

de concesión de distribución previstos.

Las hipótesis clave consideradas reflejan la experiencia pasa-

da y son consistentes con las fuentes de información externas

consultadas que se detallan posteriormente. El enfoque uti-

lizado para asignar valor a estas hipótesis clave ha tenido en

consideración:

• Crecimiento de la demanda y medidas regulatorias: En Espa-

ña, el debilitamiento de la demanda eléctrica y las medidas

regulatorias establecidas con el fin de reducir el impacto del

déficit tarifario han implicado la reducción de la estimación

de ingresos, el redimensionamiento de las inversiones y la

consideración de nuevas medidas de reducción del gasto.

En Latinoamérica el favorable entorno macroeconómico y el

marco regulatorio hacen prever un aumento de la demanda

que implicaría un crecimiento de ingresos y una adecuación

de las inversiones a este crecimiento, si bien las proyecciones

incorporan mejoras de eficiencia en gastos e inversión. Igual-

mente, las hipótesis clave de carácter regulatorio se basan en

la situación regulatoria existente en el momento de las pro-

yecciones y en la mejor estimación de su evolución futura,

teniendo en consideración el mejor conocimiento y la expe-

riencia derivada de las anteriores revisiones tarifarias realiza-

das en los distintos países. En el caso particular de Argentina,

se han considerado distintas hipótesis de evolución regula-

toria a efectos de determinación del valor recuperable.

• Hidraulicidad media: las proyecciones en los distintos paí-

ses se realizan a partir de series históricas de hidraulicidad,

y proyectando según éstas un año hidráulico medio. No

obstante y en especial para el primer año de proyección, se


toma en consideración la situación hidráulica real del año

precedente, ajustando en consecuencia el año medio.

• Para la determinación del mix de producción en cada país

se utilizan complejos modelos de proyección internos

desarrollados específicamente y que tienen en cuenta

factores tales como precios y disponibilidad de «commo-

dities» (brent, gas, carbón, etc.), evolución prevista de la

demanda, planes de obra o de entrada en producción de

nueva potencia en las distintas tecnologías en el país. Es-

tos modelos están en constante modificación, tomando en

cuenta las variaciones que se van produciendo en aspectos

tales como disponibilidad del parque de producción, dis-

ponibilidad de combustibles o entrada de nuevas plantas

en explotación, y arrojan señales de precio en el sistema,

así como previsiones de costes de producción, a partir de

los cuales se proyectan las producciones del parque de ge-

neración.

• Las hipótesis de precios de venta y compra de energía, así

como de producción del parque de generación se basan en

complejos modelos de proyección internos desarrollados

específicamente para cada país.

• Costes de combustibles: se toman en consideración los con-

tratos de suministro existentes en los distintos países y se

realizan proyecciones a largo plazo de precios de petróleo,

gas o carbón, basadas en mercados «forward» y estimacio-

nes disponibles de analistas.

• Costes fijos: se proyectan considerando el nivel de actividad

previsto en cada sociedad, tanto en lo relativo a evolución

de la plantilla como a otros costes de operación y manteni-

miento, el nivel de inflación proyectado y los contratos de

mantenimiento a largo plazo o de otro tipo existentes.

• Contratos: se toman en consideración todos los contratos

existentes, siendo los más relevantes los relativos a venta

de energía, compra de combustibles y mantenimiento de

las plantas de generación.

• Inversiones: en el ámbito de la generación se tienen en

cuenta las inversiones necesarias para mantener la capa-

cidad instalada actual en las condiciones adecuadas de

operación, y en la actividad de distribución se ha tenido en

consideración la evolución prevista de la demanda.

• monedas: se toman en cuenta proyecciones de terceros

(analistas, organismos oficiales nacionales o internaciona-

les) para proyectar la evolución futura de los tipos de cam-

bio.

No obstante lo anterior, se consideran siempre fuentes exter-

nas (organismos oficiales, analistas de reconocido prestigio,

precios «forward», etc.) como forma de contrastar las hipóte-

sis relacionadas con el entorno macroeconómico tales como

la evolución de precios, crecimientos de Producto Interior

Bruto (PIB) y demanda, inflación, y de tipos de cambio, entre

otras.

La experiencia pasada ha demostrado la fiabilidad y alta

calidad de las proyecciones de la Sociedad, lo que permite

basar las hipótesis clave en el histórico de información re-

cabada por la misma. Las desviaciones observadas durante

el ejercicio 2013 con respecto a las expectativas estable-

cidas en las proyecciones utilizadas para realizar los test

de deterioro a 31 de diciembre de 2012 han sido positivas

en su conjunto, excepto algunas desviaciones negativas

derivadas principalmente de la mayor devaluación de las

monedas de los países latinoamericanos en los que ENDE-

SA opera respecto del euro y el dólar estadounidense y las

peores condiciones hidrológicas en algunos países respec-

to de las previstas.

En el caso de que el importe recuperable de la unidad Gene-

radora de Efectivo (uGE) sea inferior al valor neto en libros de

los activos asociados a la misma se registra la correspondiente

provisión por pérdida por deterioro por la diferencia con car-

go al epígrafe «Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro» del

Estado del Resultado Consolidado, asignándose dicha provi-

sión, en primer lugar, al valor del fondo de comercio asignado

a la misma y, a continuación, a los demás activos de la unidad

Generadora de Efectivo (uGE), prorrateando en función del

valor contable de cada uno de ellos, con el límite de su valor

razonable menos los costes de venta, su valor en uso y sin que

pueda resultar un valor negativo.

Las pérdidas por deterioro reconocidas en un activo en

ejercicios anteriores son revertidas cuando se produce un

cambio en las estimaciones sobre su importe recuperable,

aumentando el valor del activo con abono al Estado del

Resultado Consolidado con el límite del valor en libros que

el activo hubiera tenido de no haberse realizado el sanea-


miento. En el caso del fondo de comercio, los saneamientos

realizados no son reversibles. Para determinar la necesidad

de realizar deterioro en los activos financieros, se sigue el

siguiente procedimiento:

• En el caso de los que tienen origen comercial, se provisio-

nan los saldos sobre los que existe evidencia objetiva de

que ENDESA no será capaz de recuperar todos los importes

de acuerdo a los términos originales de los contratos. Con

carácter general, las sociedades de ENDESA tienen defini-

da una política de dotación de provisiones por deterioro

en función de la antigüedad del saldo vencido, excepto

en aquellas situaciones en que existe alguna singularidad

que hace aconsejable el análisis específico de cobrabilidad,

como puede ser el caso de los importes a cobrar vencidos

con entidades públicas.

• Para el caso de los saldos a cobrar con origen financiero,

la determinación de la necesidad de deterioro se realiza

mediante un análisis específico en cada caso, y se estima

por diferencia entre el valor contable y el valor presente de

los flujos de caja futuros descontados a la tasa de interés

efectiva.

• Para las inversiones contabilizadas por el método de parti-

cipación se calcula el valor razonable de la participación de

ENDESA en la empresa participada mediante el descuento de

los flujos de caja futuros que se estima que generará la so-

ciedad de acuerdo con los criterios e hipótesis explicados

en esta Nota, descontando de dicho importe la deuda a la

fecha de cierre de los Estados Financieros, aplicando sobre

dicho valor el porcentaje de participación de ENDESA en la

sociedad y descontando los costes necesarios para su venta.

En el caso de la participación en Enel Green Power España,

S.L., cuyo negocio es la producción de energía eléctrica me-

diante fuentes renovables tanto en España como en Portugal,

es de aplicación todo lo explicado en esta Nota y, para el caso

concreto de la hipótesis de remuneración de las instalaciones

en España, se han considerado los valores incluidos en la pro-

puesta de orden que el ministerio de Industria ha remitido

a la Comisión Nacional de los mercados y la Competencia

(CNmC) relativa a «los parámetros retributivos de las instala-

ciones tipo» aplicable a determinadas instalaciones de pro-

ducción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías

renovables, cogeneración y residuos (normativa pendiente

de desarrollo del Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio),

que supone una reducción relevante de la remuneración que

venían percibiendo estos activos, a pesar de lo cual el resul-

tado del test de deterioro de esta participación no pone de

manifiesto la necesidad de dotar ninguna provisión como

consecuencia de la evolución positiva que ha tenido durante

los últimos años el negocio en Portugal, que representa una

parte muy significativa del volumen de activos de Enel Green

Power España, S.L.

ENDESA reconoce la pérdida por deterioro de los activos

financieros mediante el registro de una cuenta correcto-

ra. El valor contable se elimina contra la cuenta correctora

cuando dicho deterioro se considera irreversible. La pérdi-

da por deterioro de valor en cuentas a cobrar se reconoce

como gasto en el epígrafe «Amortizaciones y Pérdidas por

Deterioro» del Estado del Resultado Consolidado. En ejerci-

cios posteriores será reversible hasta el límite del valor del

coste amortizado que los activos tendrían de no haber sido

deteriorados. Si el deterioro fuese irreversible, se elimina

el valor contable del activo financiero contra la cuenta co-

rrectora de activo.

A la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Conso-

lidadas no existen activos financieros vencidos por importe

significativo que no tengan origen comercial.

f) Arrendamientos

Los arrendamientos en los que se transfieren sustancialmen-

te todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad se

clasifican como financieros. El resto de arrendamientos se cla-

sifican como operativos.

ENDESA evalúa el fondo económico de los contratos que

otorgan el derecho de uso de determinados activos, al objeto

de determinar la existencia de arrendamientos implícitos. En

estos casos, ENDESA separa al inicio del contrato, en función

de sus valores razonables relativos, los pagos y contrapresta-

ciones relativos al arrendamiento, de los correspondientes al

resto de elementos incorporados en el acuerdo.

Los arrendamientos financieros en los que ENDESA actúa

como arrendatario se reconocen al comienzo del contrato,

registrando un activo según su naturaleza y un pasivo por el


mismo importe, e igual al valor razonable del bien arrendado,

o bien al valor presente de los pagos mínimos por el arren-

damiento, si éste fuera menor. Posteriormente, los pagos mí-

nimos por arrendamiento se dividen entre carga financiera y

reducción de la deuda. La carga financiera se reconoce como

gasto y se distribuye entre los ejercicios que constituyen el pe-

riodo de arrendamiento, de forma que se obtiene un tipo de

interés constante en cada ejercicio sobre el saldo de la deu-

da pendiente de amortizar. El activo se amortiza en los mis-

mos términos que el resto de activos depreciables similares

si existe certeza razonable de que el arrendatario adquirirá la

propiedad del activo al finalizar el arrendamiento. Si no existe

dicha certeza, el activo se amortiza en el plazo menor entre la

vida útil del activo o el plazo del arrendamiento.

Las cuotas de arrendamiento operativo se reconocen como

gasto de forma lineal durante el plazo del mismo, salvo que

resulte más representativa otra base sistemática de reparto.

Las cuotas de arrendamiento contingente se registran como

gasto cuando es probable que se vaya a incurrir en las mis-

mas.

g) Instrumentos financieros

un instrumento financiero es cualquier contrato que de lugar,

simultáneamente, a un activo financiero en una entidad y a

un pasivo financiero, o a un instrumento de patrimonio, en

otra entidad.

g.1. Inversiones financieras excepto derivados

A efectos de valoración, ENDESA clasifica sus inversiones

financieras en el momento de su reconocimiento inicial,

ya sean permanentes o temporales, excluidas las inversio-

nes contabilizadas por el método de participación (véase

Nota 9.1) y las mantenidas para la venta (véase Nota 3j), en

cuatro categorías:

1. Préstamos y partidas a cobrar: Se registran a su coste

amortizado, correspondiendo éste al valor razonable ini-

cial, menos las devoluciones del principal efectuadas, más

los intereses devengados no cobrados calculados por el

método del tipo de interés efectivo.

El método de la tasa de interés efectiva es un método de

cálculo del coste amortizado de un activo o un pasivo fi-

nanciero (o de un grupo de activos o pasivos financieros)

y de imputación del ingreso o gasto financiero a lo largo

del periodo relevante. La tasa de interés efectiva es la tasa

de descuento que iguala exactamente los flujos de efecti-

vo por cobrar o por pagar estimados a lo largo de la vida

esperada del instrumento financiero (o, cuando sea ade-

cuado, en un periodo más corto) con el importe neto en

libros del activo o pasivo financiero.

2. Inversiones a mantener hasta su vencimiento: Aque-

llas que ENDESA tiene intención y capacidad de conservar

hasta su vencimiento se contabilizan al coste amortizado

según se ha definido en el párrafo anterior. A 31 de di-

ciembre de 2013 y 2012 ENDESA no tiene inversiones de

esta naturaleza por importe significativo.

3. Activos financieros registrados a valor razonable con

cambios en resultados: Incluye la cartera de negociación

y aquellos activos financieros que han sido designados

como tales en el momento de su reconocimiento inicial

y que se gestionan y evalúan según el criterio de valor

razonable. Figuran en el Estado de Situación Financiera

Consolidado por su valor razonable y las fluctuaciones se

registran en el Estado del Resultado Consolidado.

4. Inversiones disponibles para la venta: Son los activos

financieros que se designan específicamente como dispo-

nibles para la venta o aquellos que no encajan dentro de

las tres categorías anteriores (véase Nota 10.2).

Estas inversiones figuran en el Estado de Situación Finan-

ciera Consolidado por su valor razonable cuando es posi-

ble determinarlo de forma fiable. En el caso de participa-

ciones en sociedades no cotizadas, normalmente el valor

de mercado no es posible determinarlo de forma fiable

por lo que, cuando se da esta circunstancia, se valoran por

su coste de adquisición o por un importe inferior si existe

evidencia de su deterioro.

Las variaciones del valor razonable, netas de su efecto fis-

cal, se registran con cargo o abono al epígrafe «Estado de

otro Resultado Global Consolidado: otro Resultado Glo-

bal» (véase Nota 15), hasta el momento en que se pro-

duce la enajenación de estas inversiones, momento en


el que el importe acumulado en este epígrafe referente

a dichas inversiones es imputado íntegramente al Estado

del Resultado Consolidado.

En caso de que el valor razonable sea inferior al coste de

adquisición, si existe una evidencia objetiva de que el ac-

tivo ha sufrido un deterioro que no pueda considerarse

temporal, es decir, que existe evidencia objetiva de un de-

terioro de valor, la diferencia se registra directamente en

el Estado del Resultado Consolidado.

Las compras y ventas de activos financieros se contabilizan

utilizando la fecha de negociación.

Los criterios de deterioro de los activos financieros se descri-

ben en la Nota 3e.

g.2. Efectivo y otros medios líquidos equivalentes

Bajo este epígrafe del Estado de Situación Financiera Consoli-

dado se registra el efectivo en caja, depósitos a la vista y otras

inversiones a corto plazo de alta liquidez que son rápidamen-

te realizables en caja y que no tienen riesgo de cambios de

su valor.

g.3. Pasivos financieros excepto derivados

Los pasivos financieros, que incluyen tanto la deuda financie-

ra como los acreedores comerciales y otras cuentas a pagar,

se registran generalmente por el efectivo recibido, neto de los

costes incurridos en la transacción. En periodos posteriores

estas obligaciones se valoran a su coste amortizado, utilizan-

do el método del tipo de interés efectivo (véase Nota 3g.1).

En el caso particular de que los pasivos sean el subyacente

de un derivado de cobertura de valor razonable, como excep-

ción, se valoran por su valor razonable por la parte del riesgo

cubierto.

Para el cálculo del valor razonable de la deuda, tanto para los

casos en que se registra en el Estado de Situación Financiera

Consolidado como para la información sobre su valor razo-

nable que se incluye en la Nota 18.3, ésta ha sido dividida

en deuda a tipo de interés fijo (deuda fija) y deuda a tipo de

interés variable (deuda variable). La deuda a tipo de interés

fijo es aquella que a lo largo de su vida paga cupones de in-

terés fijados desde el inicio de la operación, ya sea explícita o

implícitamente. La deuda a tipo de interés variable es aque-

lla deuda emitida con tipo de interés flotante, es decir, cada

cupón se fija en el momento del inicio de cada periodo en

función del tipo de referencia. La valoración de toda la deuda

se ha realizado mediante el descuento de los flujos de fondos

futuros esperados con la curva de tipos de interés de mercado

según la moneda de pago.

g.4. Derivados y operaciones de cobertura

Los derivados mantenidos por ENDESA corresponden funda-

mentalmente a operaciones contratadas con el fin de cubrir

el riesgo de tipo de interés, de tipo de cambio o de precios

de «commodities» (electricidad, combustible, derechos de

emisión de Co2, Certified Emission Reductions (CERs) y Emis-

sion Reductions Unit (ERus)) y tienen como objetivo eliminar

o reducir significativamente estos riesgos en las operaciones

subyacentes que son objeto de cobertura.

Los derivados se registran por su valor razonable en la fecha

del Estado de Situación Financiera Consolidado. Si su valor es

positivo se registran en el epígrafe «Activos Financieros», si se

trata de derivados financieros, y en el epígrafe «Deudores Co-

merciales y otras Cuentas a Cobrar», si son derivados sobre

«commodities». Si su valor es negativo, se registran en el epí-

grafe «Deuda Financiera», si son derivados financieros, y en el

epígrafe «Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes»,

si son derivados sobre «commodities».

Los cambios en el valor razonable se registran en el Estado

del Resultado Consolidado salvo en el caso de que el deriva-

do haya sido designado contablemente como instrumento

de cobertura y se den todas las condiciones establecidas por

las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF)

para aplicar contabilidad de cobertura, entre ellas, que la co-

bertura sea altamente efectiva, en cuyo caso su registro es el

siguiente:

• Coberturas de valor razonable: La parte del subyacente

para la que se está cubriendo el riesgo se valora por su valor

razonable al igual que el instrumento de cobertura, regis-

trándose las variaciones de valor de ambos en el Estado del


Resultado Consolidado, neteando los efectos en el mismo

epígrafe del Estado del Resultado Consolidado.

• Coberturas de flujos de efectivo: Los cambios en el valor

razonable de los derivados se registran, en la parte en que

dichas coberturas son efectivas, en el epígrafe «Estado de

otro Resultado Global Consolidado: otro Resultado Global»

(véase Nota 15). La pérdida o ganancia acumulada en dicho

epígrafe se traspasa al Estado del Resultado Consolidado a

medida que el subyacente tiene impacto en el Estado del

Resultado Consolidado por el riesgo cubierto neteando di-

cho efecto en el mismo epígrafe del Estado del Resultado

Consolidado. Los resultados correspondientes a la parte

ineficaz de las coberturas se registran directamente en el

Estado del Resultado Consolidado.

• Coberturas de activos netos provenientes de una filial

extranjera: Los cambios en el valor razonable se registran,

en la parte en que dichas coberturas son efectivas, netas del

efecto fiscal correspondiente, como «Diferencias de Con-

versión» en el «Estado de otro Resultado Global Consolida-

do: otro Resultado Global» (véase Nota 15) traspasándose

al Estado del Resultado Consolidado cuando se produce la

venta de la inversión cubierta.

una cobertura se considera altamente efectiva cuando los

cambios en el valor razonable o en los flujos de efectivo del

subyacente directamente atribuibles al riesgo cubierto se

compensan con los cambios en el valor razonable en los flujos

de efectivo del instrumento de cobertura con una efectividad

comprendida en un rango de 80%-125%. La cobertura se in-

terrumpe de forma prospectiva si el instrumento de cobertu-

ra expira, es vendido, resuelto o ejercido, si se ha dejado de

cumplir los criterios para la contabilidad de coberturas, o si se

revoca la designación.

ENDESA tiene formalizados contratos de compra o venta a

plazo de «commodities», fundamentalmente de electricidad

y combustibles. Estos contratos se valoran en el Estado de Si-

tuación Financiera Consolidado por su valor de mercado en la

fecha de cierre, registrando las diferencias de valor en el Esta-

do del Resultado Consolidado, excepto cuando se dan todas

las condiciones que se mencionan a continuación:

• La única finalidad del contrato es el uso propio, entendien-

do por tal, en el caso de los contratos de compras de com-

bustibles su uso para la generación de electricidad, en los

de compra de electricidad o gas para comercialización, su

venta a clientes finales, y en los de venta de electricidad o

gas, la venta a cliente final.

• Las previsiones futuras de ENDESA justifican la existencia

de estos contratos con la finalidad de uso propio.

• La experiencia pasada de los contratos demuestra que se

han utilizado para uso propio, excepto en aquellos casos

esporádicos en que haya sido necesario otro uso por moti-

vos excepcionales o asociados con la gestión logística fuera

del control y de la previsión de ENDESA.

• El contrato no prevea su liquidación por diferencia, ni haya

habido una práctica de liquidar por diferencias contratos

similares en el pasado.

ENDESA evalúa la existencia de derivados implícitos en con-

tratos e instrumentos financieros para determinar si sus ca-

racterísticas y riesgos están estrechamente relacionados con

el contrato principal siempre que el conjunto no esté siendo

contabilizado a valor razonable. En caso de no estar estrecha-

mente relacionados, son registrados separadamente conta-

bilizando las variaciones de valor en el Estado del Resultado

Consolidado.

El valor razonable de los diferentes instrumentos financieros

derivados se calcula mediante los siguientes procedimientos:

• Para los derivados cotizados en un mercado organizado,

por su cotización al cierre del ejercicio.

• En el caso de los derivados no cotizados en mercados or-

ganizados, ENDESA utiliza para su valoración el descuento

de los flujos de caja esperados y modelos de valoración de

opciones generalmente aceptados, basándose en las con-

diciones del mercado tanto de contado como de futuros

a la fecha de cierre del ejercicio incluyendo asimismo un

ajuste por riesgo de crédito propio o «Debt Valuation Ad-

justment (DVA)» y el riesgo de contraparte o «Credit Valua-

tion Adjustment (CVA)». La medición del «Credit Valuation

Adjustment (CVA)» / «Debt Valuation Adjustment (DVA)»

se realiza basándose en la exposición potencial futura del

instrumento (posición acreedora o deudora) y el perfil de

riesgo de las contrapartes y el propio de ENDESA.


g.5. Desglose por niveles de instrumentos financieros

Conforme a los procedimientos antes descritos, ENDESA cla-

sifica los diferentes instrumentos financieros de acuerdo a los

siguientes niveles (véase Nota 22):

• Nivel 1: Instrumentos financieros cuyo valor razonable se

calcula tomando en consideración precios cotizados en

mercados activos para activos o pasivos idénticos.

• Nivel 2: Instrumentos financieros cuyo valor razonable

se calcula tomando en consideración variables distintas

a los precios cotizados incluidos en el Nivel 1 que sean

observables en el mercado para el activo o pasivo, di-

recta o indirectamente. Los métodos y las hipótesis uti-

lizadas para determinar los valores razonables de este

Nivel, por clase de activos financieros o pasivos financie-

ros, tienen en consideración la estimación de los flujos

de caja futuros y descontados al momento actual con

las curvas cupón cero de tipos de interés de cada divisa

del último día hábil de cada mes y, dicho importe, se

convierte en euros teniendo en consideración el tipo de

cambio del último día hábil de cada mes. Todas las va-

loraciones descritas se realizan a través de herramientas

internas.

• Nivel 3: Instrumentos financieros cuyo valor razonable se

calcula tomando en consideración variables, utilizadas para

el activo o pasivo, que no estén basadas en datos de mer-

cado observables.

g.6. Contratos de garantía financiera

Los contratos de garantía financiera, entendiendo como tales

las fianzas y avales concedidos por ENDESA a favor de terce-

ros, se valoran inicialmente por su valor razonable que, salvo

evidencia en contrario, es la prima recibida más, en su caso, el

valor actual de los flujos de efectivo a recibir.

Con posterioridad al reconocimiento inicial, los contratos de

garantía financiera se valoran por la diferencia entre:

• El importe del pasivo determinado de acuerdo con la políti-

ca contable de provisiones de la Nota 3l.

• El importe del activo inicialmente reconocido, menos, cuan-

do proceda, la parte del mismo imputada al Estado del Re-

sultado Consolidado en función de un criterio de devengo.

g.7. Bajas de activos y pasivos financieros

Los activos financieros se dan de baja contable:

• Cuando los derechos a recibir flujos de efectivo relaciona-

dos con los mismos han vencido o se han transferido o, aún

reteniéndolos, se han asumido obligaciones contractuales

que determinan el pago de dichos flujos a uno o más per-

ceptores; y

• ENDESA ha traspasado sustancialmente los riesgos y bene-

ficios derivados de la titularidad o, si no los ha cedido ni re-

tenido de manera sustancial, cuando no retenga el control

del activo.

ENDESA ha suscrito contratos de cesión de cuentas a co-

brar durante los ejercicios 2013 y 2012, los cuales han sido

considerados «factoring» sin recurso al haber traspasado los

riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los activos

financieros cedidos (véase Nota 12).

Las transacciones en las que ENDESA retiene de manera sus-

tancial todos los riesgos y beneficios inherentes a la propie-

dad de un activo financiero cedido se registran mediante el

reconocimiento en cuentas de pasivo de la contraprestación

recibida. Los gastos de la transacción, se reconocen en resul-

tados siguiendo el método del tipo de interés efectivo.

Los pasivos financieros son dados de baja cuando se extin-

guen, es decir, cuando la obligación derivada del pasivo haya

sido pagada, cancelada o bien haya expirado.

h) Inversiones contabilizadas por el método de participación

Las participaciones en Sociedades Asociadas se registran si-

guiendo el método de participación.

El método de participación consiste en registrar la participa-

ción en el Estado de Situación Financiera Consolidado por la


fracción de su patrimonio neto que representa la participa-

ción de ENDESA en su capital, una vez ajustado, en su caso,

el efecto de las transacciones realizadas con ENDESA, más las

plusvalías tácitas que correspondan al fondo de comercio pa-

gado en la adquisición de la sociedad.

Si el importe resultante fuera negativo se deja la participación

a cero en el Estado de Situación Financiera Consolidado a no

ser que exista el compromiso por parte de ENDESA de repo-

ner la situación patrimonial de la sociedad, en cuyo caso se

dota la correspondiente provisión que se registra en el Pasivo

No Corriente del Estado de Situación Financiera Consolidado.

Los dividendos percibidos de estas sociedades se registran

reduciendo el valor de la participación, y los resultados obte-

nidos por las mismas que corresponden a ENDESA conforme

a su participación se incorporan al Estado del Resultado Con-

solidado en el epígrafe «Resultado Neto de Sociedades por el

método de Participación».

En el Anexo II de estas Cuentas Anuales Consolidadas, deno-

minado «Sociedades Asociadas», se describe la relación de

ENDESA con cada una de sus asociadas.

i) Existencias

Las existencias se valoran al precio medio ponderado de ad-

quisición o al valor neto de realización si éste es inferior.

El coste de adquisición del combustible nuclear incluye los

gastos financieros asignados a su financiación mientras se

encuentra en curso. Los gastos financieros activados por este

concepto han sido de 2 millones de euros en tanto en 2013

como en 2012 (véase Nota 32). El combustible nuclear en cur-

so se traspasa a explotación cuando es introducido en el reac-

tor y se imputa a resultados en función de la capacidad ener-

gética consumida durante el periodo.

j) Activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas

ENDESA clasifica como activos no corrientes mantenidos

para la venta los activos materiales, intangibles, financieros

o aquellos incluidos en el epígrafe «Inversiones Contabiliza-

das por el método de Participación» del Estado de Situación

Financiera Consolidado y los grupos sujetos a disposición

(grupo de activos que se van a enajenar junto con sus pa-

sivos directamente asociados) para los cuales en la fecha

de cierre del Estado de Situación Financiera Consolidado se

ha iniciado de forma activa un programa para su venta, se

encuentran en disposición para su venta y se estima que la

misma se llevará a cabo dentro de los doce meses siguien-

tes a dicha fecha.

Estos activos o grupos sujetos a disposición se valoran por el

menor del importe en libros o el valor razonable de venta de-

ducidos los costes necesarios para llevarla a cabo, y dejan de

amortizarse desde el momento en que son clasificados como

activos no corrientes mantenidos para la venta.

ENDESA valora los activos no corrientes que dejen de estar

clasificados como mantenidos para la venta o que dejen de

formar parte de un grupo enajenable de elementos, al menor

de su valor contable antes de su clasificación, menos amorti-

zaciones, depreciaciones o revalorizaciones que se hubieran

reconocido si no se hubieran clasificado como tales y el valor

recuperable en la fecha en la que van a ser reclasificados a

activos no corrientes.

Los activos no corrientes mantenidos para la venta y los com-

ponentes de los grupos sujetos a disposición clasificados

como mantenidos para la venta se presentan en el Estado de

Situación Financiera Consolidado adjunto de la siguiente for-

ma: los activos en una única línea denominada «Activos no

Corrientes mantenidos para la Venta y de Actividades Inte-

rrumpidas» y los pasivos también en una única línea denomi-

nada «Pasivos Asociados a Activos no Corrientes mantenidos

para la Venta y de Actividades Interrumpidas».

Los resultados después de impuestos de las operaciones dis-

continuadas se presentan en una única línea del Estado del

Resultado Consolidado denominada «Resultado Después de

Impuestos de Actividades Interrumpidas».

k) Ingresos diferidos

ENDESA recibe compensaciones establecidas legalmente por

los importes desembolsados para la construcción o adquisi-

ción de determinadas instalaciones de inmovilizado o, en al-


gunos casos, recibe directamente la cesión de instalaciones

de acuerdo con la regulación en vigor.

Las subvenciones de capital se reconocen una vez se han efec-

tuado las inversiones pertinentes en las condiciones acorda-

das en los convenios de colaboración o resoluciones emitidas

por los organismos competentes.

Estos importes se registran como ingreso diferido en el pasivo

del Estado de Situación Financiera Consolidado en el epígrafe

de «otros Pasivos no Corrientes» y se imputan a resultados en

el epígrafe «otros Ingresos de Explotación» del Estado del Re-

sultado Consolidado en la vida útil del activo, compensando

de esta forma el gasto por la dotación de la amortización.

En el caso de cesión de instalaciones, tanto el activo material

como el ingreso diferido se registran por el valor razonable

del activo en el momento de la cesión y se imputan a resul-

tados en el epígrafe «otros Ingresos de Explotación» (véase

Nota 27.2) del Estado del Resultado Consolidado en la vida

útil del activo, compensando de esta forma el gasto por la do-

tación de la amortización.

Los derechos de emisión de Co2 recibidos de forma gratuita

en el marco del Plan Nacional de Asignación (PNA) de dere-

chos aprobado por cada país, existentes a 31 de diciembre

de 2012 (véase Nota 7.1) se registraban inicialmente como

un activo intangible y un ingreso diferido por el valor de mer-

cado en el momento en el que se recibían los derechos, re-

duciéndose en el mismo importe que el activo intangible si

el valor de mercado de los derechos disminuía respecto del

registrado en el momento en que se recibían. El ingreso di-

ferido se imputaba al Estado del Resultado Consolidado en

el epígrafe «otros Ingresos de Explotación» (véase Nota 27.2)

cuando se realizaban las emisiones de Co2, mientras que los

gastos por los derechos que deberían entregarse para cubrir

estas emisiones, se registraban según se indica en la Nota 3l.

A 31 de diciembre de 2013 ENDESA no mantenía derechos de

emisión de Co2 recibidos de forma gratuita.

l) Provisiones

Las obligaciones existentes a la fecha del Estado de Situa-

ción Financiera Consolidado surgidas como consecuencia de

sucesos pasados de los que pueden derivarse perjuicios pa-

trimoniales de probable materialización para ENDESA cuyo

importe y momento de cancelación son inciertos se registran

en el Estado de Situación Financiera Consolidado como pro-

visiones por el valor actual del importe más probable que se

estima que ENDESA tendrá que desembolsar para cancelar la

obligación.

Asimismo, ENDESA mantiene provisiones para hacer frente a

responsabilidades nacidas de litigios en curso y por indemni-

zaciones, así como por obligaciones, avales u otras garantías

similares y otras constituidas en cobertura de riesgos.

En el caso de que existan contratos en los que los costes in-

evitables de cumplir con las obligaciones que conllevan exce-

den a los beneficios económicos que se espera recibir de ellos

(contratos onerosos), ENDESA sigue el criterio de registrar

una provisión por el valor presente de la diferencia entre los

costes y beneficios previstos del contrato.

Las provisiones se cuantifican teniendo en consideración la

mejor información disponible en la fecha de la formulación

de las Cuentas Anuales Consolidadas sobre las consecuencias

del suceso en el que traen su causa y son reestimadas con

ocasión de cada cierre contable.

Las obligaciones recogidas en el Estado de Situación Finan-

ciera Consolidado en concepto de provisiones para pensio-

nes y obligaciones similares y para planes de reestructura-

ción de plantilla surgen como consecuencia de acuerdos de

carácter colectivo o individual suscritos con los trabajadores

de ENDESA en los que se establece el compromiso por parte

de la empresa de proporcionar un régimen complementario

al otorgado por el sistema público para la cobertura de las

contingencias de jubilación, incapacidad permanente, falle-

cimiento, o cese de la relación laboral por acuerdo entre las

partes.

l.1. Provisiones para pensiones y obligaciones similares

La mayoría de las empresas de ENDESA tienen contraídos

compromisos por pensiones con sus trabajadores, variando

en función de la sociedad de la que éstos provienen. Dichos

compromisos, tanto de prestación definida como de apor-

tación definida, están instrumentados básicamente a través

de planes de pensiones o contratos de seguros excepto en lo


relativo a determinadas prestaciones en especie, fundamen-

talmente los compromisos de suministro de energía eléctrica,

para los cuales, dada su naturaleza, no se ha llevado a cabo la

externalización y su cobertura se realiza mediante la corres-

pondiente provisión interna.

Para los planes de prestación definida, las sociedades registran el

gasto correspondiente a estos compromisos siguiendo el criterio

del devengo durante la vida laboral de los empleados mediante

la realización a la fecha del Estado de Situación Financiera Con-

solidado de los oportunos estudios actuariales calculados apli-

cando el método de la unidad de crédito proyectada. El gasto

correspondiente a estos planes se obtiene como resultado de los

costes por servicios pasados, que corresponden a variaciones en

las prestaciones se reconocen inmediatamente con cargo al Es-

tado del Resultado Consolidado en la medida en que los benefi-

cios estén devengados, y al coste neto por intereses del pasivo o

activo neto por planes de prestaciones definidas.

Los compromisos por planes de prestación definida represen-

tan el valor actual de las obligaciones devengadas una vez

deducido el valor razonable de los activos aptos afectos a los

distintos planes. Las pérdidas y ganancias actuariales surgi-

das en la valoración, tanto de los pasivos como de los activos

afectos a estos planes, se registran, netas de su efecto fiscal,

directamente en el epígrafe «Estado de otro Resultado Global

Consolidado: otro Resultado Global» (véase Nota 15).

Para cada uno de los planes, si la diferencia entre el pasivo ac-

tuarial por los servicios prestados y los activos afectos al plan

es positiva, esta diferencia se registra en el epígrafe «Provisio-

nes no Corrientes: Provisiones para Pensiones y obligaciones

Similares» del Pasivo del Estado de Situación Financiera Con-

solidado y si es negativa en el epígrafe «Activos Financieros

no Corrientes: Préstamos y otras Cuentas a Cobrar» del Activo

del Estado de Situación Financiera Consolidado, en este últi-

mo caso, siempre que dicha diferencia sea recuperable para

ENDESA normalmente mediante deducción en las aportacio-

nes futuras teniendo en cuenta las limitaciones establecidas

por el párrafo 57 (b) de la NIC 19 «Retribuciones a los Emplea-

dos» y por la CINIIF 14 «NIC 19 Límite de un Activo por Pres-

taciones Definidas, obligación de mantener un Nivel mínimo

de Financiación y su Interacción». El efecto de la aplicación de

este límite se registra, neto de su efecto fiscal, en el epígrafe

«Estado de otro Resultado Global Consolidado: otro Resulta-

do Global» (véanse Notas 15 y 17.1).

Las contribuciones a planes de aportación definida se reco-

nocen como gasto en el Estado del Resultado Consolidado

conforme los empleados prestan sus servicios.

Aquellos planes post-empleo que se encuentran íntegramen-

te asegurados, y en los que, por tanto, ENDESA ha transferi-

do la totalidad del riesgo, se consideran como de aportación

definida y en consecuencia, al igual que para estos últimos,

no se considera la existencia de pasivo actuarial ni de activos

afectos.

l.2. Provisiones para planes de reestructuración

de plantilla

ENDESA sigue el criterio de registrar las prestaciones por

terminación de empleo cuando existe un acuerdo con los

trabajadores de forma individual o colectiva o una expecta-

tiva cierta de que se alcanzará dicho acuerdo que permite a

los mismos, de forma unilateral o por mutuo acuerdo con la

empresa, causar baja en ENDESA recibiendo a cambio una

indemnización o contraprestación. En caso de que sea ne-

cesario el mutuo acuerdo, únicamente se registra la provi-

sión en aquellas situaciones en las que ENDESA ha decidido

que dará su consentimiento a la baja de los trabajadores

una vez solicitada por ellos. En todos los casos en que se

registran estas provisiones existe una expectativa por parte

de los trabajadores de que estas bajas anticipadas se reali-

zarán.

ENDESA tiene en marcha planes de reducción de plantilla,

fundamentalmente en España, los cuales se enmarcan den-

tro de los correspondientes expedientes de regulación de

empleo aprobados por la Administración, que garantizan el

mantenimiento de una percepción durante el periodo de la

prejubilación.

ENDESA sigue el criterio de registrar la totalidad del gasto

correspondiente a estos planes en el momento en que surge

la obligación mediante la realización de los oportunos es-

tudios actuariales para el cálculo de la obligación actuarial

al cierre del ejercicio. Las diferencias actuariales positivas o

negativas puestas de manifiesto en cada ejercicio son reco-

nocidas en el Estado del Resultado Consolidado de dicho

ejercicio.


l.3. Provisión para cubrir el coste de las emisiones

de CO2

Las sociedades europeas de ENDESA que realizan emisiones

de Co2 en su actividad de generación eléctrica deben entre-

gar en los primeros meses del ejercicio siguiente derechos de

emisión de Co2, Certified Emission Reductions (CERs) o Emis-

sion Reductions Unit (ERus) equivalentes a las emisiones reali-

zadas durante el ejercicio anterior.

La obligación de entrega de derechos por las emisiones de

Co2 realizadas durante el ejercicio se registra como provi-

siones corrientes dentro del epígrafe «otras Provisiones Co-

rrientes» del Estado de Situación Financiera Consolidado,

habiéndose registrado el coste correspondiente en el epí-

grafe «otros Aprovisionamientos Variables y Servicios» del

Estado del Resultado Consolidado. Esta obligación se valo-

ra por el mismo importe por el que están registrados los

derechos de emisión de Co2 destinados a entregarse para

cubrir esta obligación en el epígrafe «Activo Intangible» del

Estado de Situación Financiera Consolidado (véanse Notas

3d y 3k).

Si ENDESA no posee a la fecha del Estado de Situación Fi-

nanciera Consolidado todos los derechos de emisión de Co2,

Certified Emission Reductions (CERs) o Emission Reductions

Unit (ERus) necesarios para cubrir las emisiones realizadas,

el coste y la provisión se registran por esta parte consideran-

do la mejor estimación del precio que ENDESA deberá pa-

gar para adquirirlos. Cuando no exista una estimación más

adecuada, el precio estimado de adquisición de los derechos

que no están en posesión de ENDESA es el precio de mer-

cado a la fecha de cierre del Estado de Situación Financiera

Consolidado.

l.4. Provisiones por costes de cierre

de las instalaciones

ENDESA registra los costes en los que deberá incurrir para

acometer los trabajos de desmantelamiento de algunas

de sus centrales, así como de determinadas instalaciones de

distribución de electricidad (véanse Notas 3a, 3b y 3d). La va-

riación de la provisión originada por su actualización finan-

ciera se registra con cargo al epígrafe «Gastos Financieros»

del Estado del Resultado Consolidado.

m) Conversión de saldos en moneda extranjera

Las operaciones realizadas en moneda distinta de la funcio-

nal de cada sociedad se registran en la moneda funcional a

los tipos de cambio vigentes en el momento de la transac-

ción. Durante el ejercicio, las diferencias que se producen

entre el tipo de cambio contabilizado y el que se encuentra

en vigor a la fecha de cobro o pago se registran como re-

sultados financieros en el Estado del Resultado Consolidado

(véase Nota 32).

Asimismo, la conversión de los saldos a cobrar o a pagar a

31 de diciembre de cada año en moneda distinta de la funcio-

nal en la que están denominados los Estados Financieros de

las sociedades que forman parte del perímetro de consolida-

ción se realiza al tipo de cambio de cierre. Las diferencias de

valoración producidas se registran como resultados financie-

ros en el Estado del Resultado Consolidado.

n) Clasificación de saldos corrientes y no corrientes

En el Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto los

saldos se clasifican en función de sus vencimientos, es decir,

como corrientes aquellos con vencimiento igual o inferior a

doce meses y como no corrientes los de vencimiento superior

a dicho periodo.

En el caso de aquellas obligaciones cuyo vencimiento sea a

corto plazo, pero cuya refinanciación a largo plazo esté ase-

gurada, a discreción de ENDESA, mediante pólizas de crédito

disponibles de forma incondicional con vencimiento a largo

plazo, se clasifican como pasivos no corrientes. Estos saldos

ascienden a 1.132 y 1.638 millones de euros a 31 de diciem-

bre de 2013 y 2012, respectivamente.

ñ) Impuesto sobre sociedades

En los ejercicios 2013 y 2012, todas las sociedades de ENDESA

sobre las que Enel Energy Europe, S.L.u. ostenta una partici-

pación de, al menos, el 70% y que cumplen los requisitos exi-

gidos al efecto por la normativa reguladora de la tributación


sobre el beneficio consolidado de los Grupos de sociedades,

se integran en el Grupo Fiscal cuya sociedad dominante es

Enel Energy Europe, S.L.U.

En este sentido, el número de sociedades que componen el

Grupo Consolidado Fiscal a 31 de diciembre de 2013 es de

34 (37 a 31 de diciembre de 2012), siendo las más significa-

tivas Enel Energy Europe, S.L.u., Endesa, S.A., Endesa Gene-

ración, S.A.u., Gas y Electricidad Generación, S.A.u., unión

Eléctrica de Canarias Generación, S.A.u., Endesa Red, S.A.u.,

Endesa Distribución Eléctrica, S.L.u., Endesa operaciones y

Servicios Comerciales, S.L.u., Endesa Energía, S.A.u., Endesa

Energía XXI, S.L.u., Endesa Latinoamérica, S.A.u. y Endesa Fi-

nanciación Filiales, S.A.u.

El resto de las Sociedades Dependientes de Endesa presenta

individualmente sus declaraciones de impuestos de acuerdo

con las normas fiscales aplicables en cada país.

El gasto por impuesto sobre sociedades del ejercicio se de-

termina como la suma del impuesto corriente de las distintas

sociedades que resulta de la aplicación del tipo de gravamen

sobre la base imponible del ejercicio, una vez aplicadas las

deducciones fiscalmente admisibles, más la variación de los

activos y pasivos por impuestos diferidos y créditos fiscales,

tanto por bases imponibles negativas como por deducciones.

Las diferencias entre el valor contable de los activos y pasivos

y su base fiscal generan los saldos de impuestos diferidos de

activo o de pasivo que se calculan utilizando las tasas fiscales

que se espera que estén en vigor cuando los activos y pasivos

se realicen.

El impuesto sobre sociedades y las variaciones en los impues-

tos diferidos de activo o pasivo que no provengan de combi-

naciones de negocio se registran en el Estado del Resultado

Consolidado o en las cuentas de Patrimonio Neto del Estado

de Situación Financiera Consolidado en función de dónde se

hayan registrado las ganancias o pérdidas que lo hayan ori-

ginado.

Los activos por impuestos diferidos y créditos fiscales se re-

conocen únicamente cuando se considera probable que las

sociedades consolidadas vayan a disponer de ganancias fis-

cales futuras suficientes para recuperar las deducciones por

diferencias temporarias y hacer efectivos los créditos fiscales.

Se reconocen pasivos por impuestos diferidos para todas las

diferencias temporarias, excepto aquellas derivadas del reco-

nocimiento inicial de fondos de comercio así como las aso-

ciadas a inversiones en dependientes, asociadas y entidades

bajo control conjunto en las que ENDESA pueda controlar la

reversión de las mismas y es probable que no reviertan en un

futuro previsible. Las deducciones de la cuota originadas por

hechos económicos acontecidos en el ejercicio minoran el

gasto devengado por impuesto sobre sociedades, salvo que

existan dudas sobre su realización, en cuyo caso no se reco-

nocen hasta su materialización efectiva.

En cada cierre del ejercicio contable se revisan los impuestos

diferidos, tanto activos como pasivos, registrados con objeto

de comprobar que se mantienen vigentes, efectuándose las

oportunas correcciones a los mismos de acuerdo con el resul-

tado del citado análisis.

El 27 de septiembre de 2012 se aprobó en Chile la Ley N°

20.630, para la mejora de la legislación tributaria y finan-

ciación de la reforma educativa, por la que se estableció un

incremento en el tipo impositivo del impuesto a la renta, fi-

jándolo en el 20%. El cambio del tipo impositivo supuso la

revaluación de los impuestos diferidos registrados en las filia-

les chilenas lo que supuso un mayor gasto en el epígrafe «Im-

puesto sobre Sociedades» del Estado de Resultados Consoli-

dado del ejercicio 2012 por importe de 30 millones de euros

(véase Nota 34).

El 26 de diciembre de 2012 se aprobó en Colombia la Ley

1607/12 sobre la Reforma Tributaria, por la que se estableció

una reducción en el tipo impositivo del impuesto a la renta, fi-

jándolo en el 25% (salvo para las sociedades extranjeras cuyo

tipo sigue siendo del 33%) y se crea un nuevo impuesto con

tarifa del 8% (9% para los años 2013 a 2015) cuya base gra-

vable es la misma que se utiliza para el cálculo del impuesto

de renta, pero sin la inclusión de beneficios fiscales o deduc-

ciones especiales. El impacto del cambio del tipo impositivo

no ha sido significativo.

En España, las sociedades de ENDESA mantienen abiertos a

inspección fiscal los ejercicios 2010 y siguientes respecto de

los principales impuestos a los que se hallan sujetas, con ex-

cepción del Impuesto sobre Sociedades, que se encuentran

abiertos los ejercicios 2006 y siguientes (a excepción del año

2007 y 2008).


En el caso de sociedades integrantes de ENDESA en el resto

de Europa y Latinoamérica, los periodos abiertos a inspección

fiscal son, con carácter general, los siguientes:

País Periodo

Chile 2009-2013

Argentina 2008-2013

Brasil 2008-2013

Colombia 2011-2013

Perú 2009-2013

Portugal 2009-2013

Debido a las posibles diferentes interpretaciones que pueden

darse a las normas fiscales, los resultados de las inspecciones

que lleven a cabo las autoridades fiscales para los años su-

jetos a verificación pueden dar lugar a pasivos fiscales cuyo

importe no es posible cuantificar en la actualidad de una ma-

nera objetiva. No obstante, los Administradores de la Socie-

dad Dominante estiman que los pasivos que, en su caso, se

pudieran derivar por estos conceptos no tendrán un efecto

significativo sobre los resultados futuros de ENDESA.

o) Reconocimiento de ingresos y gastos

Los ingresos y gastos se imputan en función del criterio del

devengo. En concreto, las ventas de electricidad y gas se re-

gistran como ingreso en el momento en que son suministra-

dos al cliente aún cuando no hayan sido facturados. Por lo

tanto, la cifra de ventas incluye la estimación de la energía

suministrada aun no leída en los contadores del cliente (véa-

se Nota 2.2).

El ingreso ordinario se reconoce cuando se produce la en-

trada bruta de beneficios económicos originados en el curso

de las actividades ordinarias de ENDESA durante el ejercicio,

siempre que dicha entrada de beneficios provoque un incre-

mento en el patrimonio neto que no esté relacionado con las

aportaciones de los propietarios de ese patrimonio y estos

beneficios puedan ser valorados con fiabilidad. Los ingresos

ordinarios se valoran por el valor razonable de la contraparti-

da, recibida o por recibir, derivada de los mismos.

Sólo se reconocen ingresos ordinarios derivados de la pres-

tación de servicios cuando pueden ser estimados con fiabi-

lidad y en función del grado de realización de la prestación

del servicio a la fecha del Estado de Situación Financiera

Consolidado.

ENDESA excluye de la cifra de ingresos ordinarios aquellas

entradas brutas de beneficios económicos recibidas cuando

actúa como agente o comisionista por cuenta de terceros,

registrando únicamente como ingresos ordinarios los corres-

pondientes a su propia actividad.

Los intercambios o permutas de bienes o servicios por otros

bienes o servicios de naturaleza similar no se consideran tran-

sacciones que producen ingresos ordinarios.

ENDESA registra por el importe neto los contratos de compra

o venta de elementos no financieros que se liquidan por el

neto en efectivo o en otro instrumento financiero. Los con-

tratos que se han celebrado y se mantienen con el objetivo

de recibir o entregar dichos elementos no financieros se re-

gistran de acuerdo con los términos contractuales de la com-

pra, venta o requerimientos de utilización esperados por la

entidad.

Los ingresos por intereses se contabilizan considerando la

tasa de interés efectivo aplicable al principal pendiente de

amortizar durante el periodo de devengo correspondiente.

Los gastos se reconocen atendiendo a su devengo, de forma

inmediata en el supuesto de desembolsos que no vayan a ge-

nerar beneficios económicos futuros o cuando no cumplen

los requisitos necesarios para registrarlos contablemente

como activo.

p) Beneficio (pérdida) por acción

El beneficio neto por acción básico se calcula como el cocien-

te entre el beneficio neto del periodo atribuible a la Sociedad

Dominante y el número medio ponderado de acciones ordi-

narias de la misma en circulación durante dicho periodo, sin

incluir el número medio de acciones de la Sociedad Dominan-

te en poder de ENDESA.

Los beneficios netos por acción básicos de actividades conti-

nuadas e interrumpidas se calculan como el cociente entre el

resultado después de impuestos de las actividades continua-

das e interrumpidas, respectivamente, deducido la parte del


mismo correspondiente a los Intereses Minoritarios y el nú-

mero medio ponderado de acciones ordinarias de la Sociedad

Dominante en circulación durante dicho periodo, sin incluir

el número medio de acciones de la Sociedad Dominante en

poder de ENDESA.

Durante los ejercicios 2013 y 2012 ENDESA no ha realizado

ningún tipo de operación de potencial efecto dilutivo que su-

ponga un beneficio por acción diluido diferente del beneficio

básico por acción.

q) Sistemas de retribución basados en acciones

En los casos en que los empleados de ENDESA participan en

planes de remuneración vinculados al precio de la acción de

Enel, siendo asumido por esta última sociedad el coste del

plan, ENDESA registra el valor razonable de la obligación de

Enel con el empleado como gasto en el epígrafe «Gastos de

Personal» del Estado del Resultado Consolidado registrando

un incremento patrimonial por el mismo importe como apor-

tación de los socios (véase Nota 15.1.10).

r) Dividendos

Los dividendos se registran como menor «Patrimonio Neto»

en el momento de su aprobación por el órgano competente

que normalmente es el Consejo de Administración en el caso

de los dividendos a cuenta y la Junta General de Accionistas

para los dividendos complementarios (véase Nota 15.1.7).

s) Estado de flujos de efectivo

El estado de flujos de efectivo recoge los movimientos de te-

sorería realizados durante el ejercicio tanto por actividades

continuadas como interrumpidas calculados por el método

indirecto. En estos estados de flujos de efectivo se utilizan

las siguientes expresiones en el sentido que figura a conti-

nuación:

• Flujos de Efectivo: Entradas y salidas de efectivo o de otros

medios líquidos equivalentes, entendiendo por éstos las

inversiones a plazo inferior a tres meses de gran liquidez y

bajo riesgo de alteraciones en su valor.

• Actividades de Explotación: Son las actividades que cons-

tituyen la principal fuente de ingresos ordinarios de ENDE-

SA, así como otras actividades que no puedan ser califica-

das como de inversión o financiación.

• Actividades de Inversión: Las de adquisición, enajenación

o disposición por otros medios de activos no corrientes y

otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equiva-

lentes.

• Actividades de Financiación: Actividades que producen

cambios en el tamaño y composición del patrimonio neto y

de los pasivos de carácter financiero.


4. Regulación sectorial y funcionamiento del Sistema Eléctrico

4.1. España

Hasta el 27 de diciembre de 2013, fecha en que se publicó

la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, la

regulación del Sistema Eléctrico español ha estado recogida

en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico

que fue modificada, entre otras, por la Ley 17/2007, de 4 de

julio, y por el Real Decreto Ley 13/2012, de 30 de marzo, por

el que se transpusieron directivas de mercados interiores de

electricidad y gas.

Los elementos más significativos que establecía dicha Ley y su

normativa de desarrollo posterior eran los siguientes:

• La producción de energía eléctrica se desarrolla en régimen

de libre competencia.

• El despacho de energía de las centrales de generación se

establece mediante el mercado diario, compuesto por

24 subastas horarias que casan la oferta y la demanda. El

precio de la casación corresponde al precio marginal de las

subastas. La producción del régimen especial participa en

las subastas y el precio por ello percibido se complementa

mediante una remuneración regulada.

• El transporte, la distribución y la gestión económica y téc-

nica del sistema tienen carácter de actividades reguladas.

• El suministro de energía eléctrica está completamente libe-

ralizado y todos los consumidores deben contratar el sumi-

nistro de electricidad con una comercializadora. Desde el 1

de julio de 2009, aquellos consumidores que reúnan unas

determinadas características pueden optar por contratar

la electricidad con una Comercializadora de Último Recur-

so (CuR) siéndoles de aplicación la Tarifa de Último Recur-

so (TuR). Esta tarifa es una tarifa aditiva, única a nivel na-

cional, que el Gobierno fija teniendo en cuenta el coste de

producción de energía eléctrica basado en los precios de

mercados a plazo.

• Se incluyen figuras, como los gestores de carga, que son

sociedades habilitadas para la reventa de energía para ser-

vicios de recarga energética y almacenamiento. Adicional-

mente, para determinados consumidores, se podrán esta-

blecer modalidades singulares de suministro para fomentar

la producción individual de energía eléctrica destinada al

consumo en la misma ubicación.

• Los peajes de acceso son únicos en todo el territorio nacio-

nal y son recaudados por las distribuidoras y transportistas

que actúan como agente de cobro del Sistema Eléctrico.

• La retribución de la generación extrapeninsular y de la pe-

ninsular con carbón autóctono está regulada.

No obstante, como consecuencia del proceso de reforma

energética iniciado en julio de 2013, con fecha 27 de diciem-

bre de 2013 se ha publicado en el Boletín oficial del Estado,

la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que

deroga y sustituye, a partir de la mencionada fecha, a la Ley

54/1997, de 27 de noviembre, antes indicada estableciendo

un nuevo marco general de funcionamiento del sector y del

régimen de actividades y agentes.

Los cambios más significativos respecto al esquema vigente

hasta su entrada en vigor son los siguientes:

• Se introduce como principio fundamental la sostenibilidad

económica y financiera del Sistema Eléctrico, de modo que

los ingresos sean suficientes para satisfacer la totalidad de

los costes del sistema. Los costes del sistema serán financia-

dos a través de los peajes de acceso a las redes de transpor-

te y distribución (destinados a cubrir la retribución de am-

bas actividades), los cargos que se establezcan para el pago

de otras partidas de costes, las partidas provenientes de los

Presupuestos Generales del Estado así como cualquier otro

ingreso o mecanismo financiero que se haya establecido.

Adicionalmente:

— Cualquier incremento de costes o reducción de ingresos

tendrá que llevar acompañada una reducción equiva-

lente de otros costes o un incremento de ingresos. Al

mismo tiempo, mientras existan partidas de coste des-

tinadas a pagar deudas pendientes de años anteriores,

no se podrán revisar a la baja los cargos.

— Para los ejercicios que se inicien desde 2014, los desajus-

tes temporales que se produzcan estarán limitados a un


importe máximo anual del 2% de los ingresos estima-

dos del sistema (o del 5% en términos acumulados). Los

desajustes y desviaciones transitorias que se produzcan

serán financiados por todos los sujetos del sistema de li-

quidaciones, de forma proporcional a la retribución que

les corresponda. En el supuesto de que se sobrepasen

los límites antes indicados, se revisarán los peajes o car-

gos en un importe equivalente. Dentro de los límites ci-

tados, los desajustes que se produzcan generarán para

los sujetos financiadores el derecho a su recuperación

en los cinco años siguientes, reconociéndose un tipo de

interés en condiciones equivalentes a las de mercado.

— En relación con el ejercicio 2013, se reconoce la exis-

tencia de un déficit por un importe máximo de 3.600

millones de euros, sin perjuicio de los desajustes tem-

porales que pudieran producirse. Este déficit generará

al derecho a su recuperación en los quince años siguien-

tes, reconociéndose un tipo de interés en condiciones

equivalentes a las de mercado. Estos derechos podrán

ser objeto de cesión, de acuerdo con el procedimiento

que se establezca reglamentariamente.

— Los Presupuestos Generales del Estado de cada año fi-

nanciarán el 50% de la compensación de los Sistemas

Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) del pro-

pio año.

• En cuanto a la retribución de las actividades, se establece

que la retribución de las actividades de transporte, distri-

bución, producción en los territorios no peninsulares y pro-

ducción a partir de fuentes de energía renovables, cogene-

ración de alta eficiencia y residuos tendrá en consideración

los costes de una empresa eficiente y bien gestionada. Los

parámetros de retribución se establecerán considerando la

situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica

y la rentabilidad adecuada para estas actividades por pe-

riodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años.

La Ley fija la tasa de retribución de los activos para el pri-

mer periodo regulatorio (que finaliza el 31 de diciembre de

2019) como la media del rendimiento de las obligaciones

del Estado a diez años en el mercado secundario de los tres

meses anteriores a la entrada en vigor del Real Decreto Ley

9/2013, de 12 de julio, incrementada en 200 puntos bási-

cos para las actividades de transporte, distribución y pro-

ducción en los territorios no peninsulares, y en 300 puntos

básicos para la producción a partir de fuentes de energía

renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos.

• Desaparece igualmente la diferenciación entre generación

de energía eléctrica en régimen ordinario y régimen es-

pecial, sin perjuicio de las consideraciones singulares para

ciertas tecnologías.

• La Tarifa de Último Recurso (TuR), a la que se acogen la

mayor parte de los consumidores domésticos, pasa a de-

nominarse Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor

(PVPC), manteniéndose la Tarifa de Último Recurso (TuR)

para los consumidores vulnerables y aquellos que sin cum-

plir los requisitos para tener derecho al Precio Voluntario

para el Pequeño Consumidor (PVPC) transitoriamente no

dispongan de un contrato en vigor con un comercializador

en mercado libre.

Retribución de la actividad de distribución

de electricidad

El Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, estableció el ré-

gimen retributivo de la distribución de energía eléctrica, con

los siguientes elementos principales:

• Periodos regulatorios de cuatro años, durante los cuales se

establece una senda de evolución estable.

• Retribución Base o de Referencia individualizada por em-

presa, que contempla los costes de inversión, los costes de

operación y mantenimiento y otros costes necesarios para

la actividad.

• Herramientas regulatorias aplicables a la información ob-

tenida de las empresas (modelo de Red de Referencia y

Contabilidad Regulatoria de Costes) mediante las cuales

el regulador determinará la evolución de la retribución en

función de las inversiones previstas.

• Incentivos de calidad y de reducción de pérdidas.

No obstante, el Real Decreto Ley 13/2012, de 30 de marzo,

por el que se transponen directivas en materia de mercados

interiores de electricidad y gas y en materia de comunica-

ciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la


corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes

e ingresos de los sectores eléctrico y gasista, introdujo deter-

minadas medidas dirigidas a reducir el déficit de actividades

reguladas que inciden, entre otros aspectos, a la retribución

de la actividad de distribución.

Finalmente, con fecha 30 de diciembre se ha publicado el

Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se

establece la metodología para el cálculo de la retribución de

la actividad de distribución de energía eléctrica. El objetivo de

la normativa es contar con una metodología estable y prede-

cible que garantice, bajo unos criterios homogéneos en todo

el territorio español, una rentabilidad adecuada al menor

coste posible para el sistema. Entre las principales novedades

se destacan:

• Se retribuirá la inversión de los activos en servicio no amor-

tizados, considerando el valor neto de los mismos y una

tasa de retribución financiera referenciada a las obligacio-

nes del Estado a diez años incrementado en 200 puntos

básicos además de la operación y el mantenimiento de los

activos.

• Se retribuirán los costes necesarios para ejercer la actividad

de distribución como las lecturas de contadores, la contra-

tación, la facturación de peajes de acceso y gestión de im-

pagos, la atención telefónica a los clientes conectados a sus

redes, las tasas de ocupación de la vía pública, y los costes

de estructura.

• Se incluyen incentivos y penalizaciones a la mejora de la

calidad de suministro, a la reducción de las pérdidas en las

redes de distribución, así como un nuevo incentivo a la re-

ducción del fraude.

• El sobrecoste derivado de normativas autonómicas o loca-

les específicas no será sufragado por la tarifa eléctrica.

• El devengo y el cobro de la retribución de las instalaciones

puestas en servicio el año n se iniciará desde el 1 de enero

del año n+2, reconociéndose un coste financiero.

• Se establecen mecanismos de control de la inversión. Así,

se limita el volumen máximo de inversión autorizado a un

total para el sector del 0,13% del Producto Interior Bruto

(PIB). Las empresas distribuidoras presentarán al ministe-

rio sus planes de inversión anuales y plurianuales para su

aprobación, requiriendo igualmente informe favorable de

las Comunidades Autónomas afectadas. Se establece tam-

bién una limitación de desviaciones frente al estándar esta-

blecido, reconociendo sólo parcialmente el sobrecoste, que

deberá estar debidamente justificado y auditado. Además,

se minorará el volumen de inversión en caso de incumpli-

miento de los planes previstos y se establece la posibilidad

de adelantar la construcción de una instalación, siempre

que ésta estuviera prevista y que no sea a cargo del sistema.

Sistemas eléctricos extrapeninsulares

Las actividades de suministro de energía eléctrica que se de-

sarrollan en los territorios extrapeninsulares son objeto de

una regulación singular que atienden a las especificidades

derivadas de su ubicación territorial. Esta regulación espe-

cial fue desarrollada inicialmente mediante el Real Decreto

1747/2003, de 19 de diciembre, y por las Órdenes ministeria-

les de fecha 30 de marzo de 2006 que desarrollaban el citado

Real Decreto.

El elemento principal del ordenamiento regulatorio extrape-

ninsular era que la producción de electricidad se configuraba

como una actividad con remuneración regulada, a diferencia

de la situación en la península, mientras que el resto de activi-

dades (distribución, transporte y comercialización) se regulan

de modo similar al de la península.

La remuneración de la generación extrapeninsular se estable-

ció de forma que cubriera los costes de la actividad y la re-

tribución del capital invertido. Para alcanzar la remuneración

establecida, los generadores extrapeninsulares reciben, con

carácter adicional a la valoración de la energía vendida al pre-

cio medio peninsular, las correspondientes compensaciones

para alcanzar la citada remuneración regulada.

Dentro de las medidas de ajuste adoptadas durante 2012, el

Gobierno ha introducido una serie de medidas que han afec-

tado, entre otros, a la retribución de la actividad de genera-

ción extrapeninsular. En concreto, mediante el Real Decreto

Ley 13/2012, de 30 de marzo, antes indicado, se establece

que se propondrá una revisión del modelo retributivo de la

generación en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapenin-

sulares (SEIE). Posteriormente, el Real Decreto Ley 20/2012,


de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad pre-

supuestaria y de fomento de la competitividad, ha modifica-

do determinados aspectos concretos de los costes reconoci-

dos de la generación en régimen ordinario de estos Sistemas

Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), señalando

que la revisión que en su caso resulte del Real Decreto Ley

13/2012, de 30 de marzo, será de aplicación desde el 1 de

enero de 2012.

Con fecha 30 de octubre de 2013 se ha publicado en el Bo-

letín oficial del Estado la Ley 17/2013, de 29 de octubre,

para la garantía del suministro e incremento de la compe-

tencia en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares

(SEIE), siendo los principales aspectos en ella contenidos los

siguientes:

• Por razones de seguridad o eficiencia técnica y económica,

se podrá reconocer el régimen retributivo adicional al pre-

cio del mercado peninsular a nuevas instalaciones de ge-

neración en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapenin-

sulares (SEIE), incluso si se superan los valores de potencia

necesaria para asegurar la cobertura de demanda.

• No se reconocerá este régimen a nuevas instalaciones en

los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE),

tanto de régimen ordinario como especial, que sean titu-

laridad de una empresa o grupo empresarial que posea un

porcentaje de potencia de generación superior al 40% en

ese sistema. Se exceptúan aquellas instalaciones adjudi-

cadas en concursos de capacidad para la implantación de

fuentes de energías renovables, que dispongan de autori-

zación administrativa o que hayan resultado inscritas en el

registro de preasignación de retribución de instalaciones

de régimen especial. Igualmente, se contemplan excepcio-

nes en el caso de inversiones de renovación y mejora de efi-

ciencia de las centrales en explotación que no supongan un

aumento de capacidad, o cuando no existan otros agentes

interesados en promover instalaciones.

• La titularidad de bombeos que tengan como finalidad la

garantía y seguridad de suministro, o la integración de re-

novables, deberá corresponder al operador del Sistema.

En el resto de casos, se instrumentará un procedimiento

de concurrencia. No obstante lo anterior, las empresas que

con anterioridad al 1 de marzo de 2013 tuvieran otorga-

da concesión de aprovechamiento hidráulico o dispusieran

de autorización administrativa y no dispusieran a la fecha

de entrada en vigor de autorización de puesta en servicio

mantendrán su titularidad, debiendo presentar un aval del

10% de la inversión y cumplir un calendario de ejecución.

• La titularidad de las plantas de regasificación corresponde-

rá exclusivamente al Gestor Técnico del Sistema, debiendo

transmitirse las instalaciones afectadas en el plazo de 6 me-

ses, a precio de mercado. En el supuesto de que la instala-

ción no cuente con autorización administrativa se limitará

el precio a los costes totales efectivamente incurridos hasta

el 1 de marzo de 2013.

• Los conceptos retributivos asociados a los costes de com-

bustibles serán establecidos mediante un mecanismo que

se ajuste a los principios de concurrencia, transparencia,

objetividad y no discriminación.

• Será obligatoria una resolución de compatibilidad de la Di-

rección General de Política Energética y minas previa a la

autorización de nuevos grupos, para determinar que la ins-

talación es compatible con los criterios técnicos estableci-

dos por el operador del Sistema y con criterios económicos

para la reducción de costes.

• Se contempla la posibilidad de reducción de la retribución

de las instalaciones de los Sistemas Eléctricos Insulares y Ex-

trapeninsulares (SEIE) en casos de reducción sustancial de

disponibilidad de las mismas, de la seguridad de suministro

o de los índices de calidad de suministro imputables a insta-

laciones de generación. Se refuerza además la posibilidad

de intervención del Gobierno en el Sistema Eléctrico para

garantizar el suministro ante situaciones de riesgo.

Adicionalmente, dentro de las medidas de reforma ener-

gética de julio de 2013 que se describen con posterioridad,

se han aprobado nuevas disposiciones que afectan, entre

otros, a esta actividad, estando en tramitación un nuevo

Real Decreto.

Las compensaciones devengadas hasta el 31 de diciembre de

2008 se reciben con cargo a la recaudación del Sistema Eléc-

trico. El Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril, estableció

que las compensaciones que se devengaran a partir del año

2013 se recaudarían con cargo a los Presupuestos Generales

del Estado, habiendo establecido para el periodo transitorio


2009-2012 un sistema mixto por el que la financiación de los

sobrecostes de la generación extrapeninsular se pagarán en

un porcentaje decreciente por la recaudación del Sistema

Eléctrico y en un porcentaje creciente por los Presupuestos

Generales del Estado. No obstante lo anterior, determinadas

disposiciones legislativas han modificado algunos de los por-

centajes de financiación con cargo a los Presupuestos Gene-

rales del Estado de los tres últimos ejercicios, teniendo el siste-

ma de liquidaciones gestionado por la Comisión Nacional de

los mercados y la Competencia (CNmC) carácter subsidiario.

No obstante, la reforma de julio de 2013 ha modificado el

esquema de financiación con cargo a los Presupuestos Gene-

rales del Estado, de modo que las compensaciones del ejerci-

cio 2013 se financiarán en su totalidad con cargo a los peajes

de acceso de dicho ejercicio, y las compensaciones de cada

ejercicio que se devenguen a partir del 1 de enero de 2014

serán cubiertas en un 50% por los Presupuestos Generales del

Estado del citado ejercicio.

De la aplicación de la normativa citada anteriormente resulta

que ENDESA ostenta un derecho de cobro a 31 de diciembre

de 2013 por las compensaciones a la generación extrapenin-

sular del periodo 2001-2013 por importe de 1.161 millones

de euros (1.881 millones de euros a 31 de diciembre de 2012)

registrados en el epígrafe «Activos Financieros Corrientes» del

Estado de Situación Financiera Consolidado (véase Nota 13).

Producción de centrales de carbón autóctono

El Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, modificado por

el Real Decreto 1221/2010, de 1 de octubre, establece un

mecanismo que garantiza, por razones de seguridad de sumi-

nistro, la producción de ciertas centrales de carbón autócto-

no, contemplándose un precio regulado para retribuir dicha

energía. La aplicación práctica de este mecanismo se inició a

finales de febrero de 2011.

mediante Resolución de 12 de febrero de 2013, del Instituto

para la Reestructuración de la minería del Carbón y Desarrollo

Alternativo de las Comarcas mineras, se han aprobado, para

el año 2013, las cantidades de carbón, el volumen máximo de

producción y los precios de retribución de la energía a apli-

car en el proceso de resolución de restricciones por garantía

de suministro. Esta resolución ha sido modificada por otra de

fecha 20 de marzo, que establece las cantidades mínimas

de carbón que deben entregarse mensualmente, que serán

una doceava parte de la cuantía anual.

Para el ejercicio 2014, los parámetros anteriores han sido es-

tablecidos mediante Resolución de 30 de enero de 2014.

Bono Social

Con fecha 7 de febrero de 2012 el Tribunal Supremo dictó

sentencia anulando determinadas disposiciones relativas al

Bono Social y su aplicación, por considerar que su financia-

ción por empresas generadoras en régimen ordinario (como

establecía el Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril) es dis-

criminatoria.

En aplicación de dicha sentencia, la orden IET/843/2012, de

25 de abril, modificó el sistema de liquidación del Bono Social

pasando a partir del 7 de febrero de 2012 a tener la consi-

deración de coste liquidable del Sistema Eléctrico, por lo que

deberá ser cubierto por las tarifas de acceso.

El Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, dio nueva regula-

ción al Bono Social imponiendo, como obligación de servicio

público, la asunción del coste a las matrices de las sociedades

o Grupos de sociedades que realicen actividades de produc-

ción, distribución y comercialización de energía eléctrica y

que tengan el carácter de grupos verticalmente integrados,

en forma proporcional al porcentaje que corresponda con-

siderando tanto el número de suministros conectados a las

redes de distribución como el número de clientes a los que

suministra la actividad de comercialización. La Comisión Na-

cional de los mercados y la Competencia (CNmC) calcularía

anualmente ese porcentaje, sin perjuicio de su aprobación

por orden del ministerio de Industria, Energía y Turismo. El 3

de diciembre de 2013 la Comisión Nacional de los mercados y

la Competencia (CNmC) aprobó la información a publicar so-

bre el reparto del Bono Social, de conformidad con el manda-

to establecido en el artículo 8.2. del Real Decreto Ley 9/2013,

de 12 de julio.

El artículo 45 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sec-

tor Eléctrico, mantiene dicho régimen, y, en la disposición

transitoria décima, el régimen transitorio, de conformidad

con el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, de forma que

hasta que se apruebe la orden prevista en el artículo 45.4 de


esta Ley sobre los porcentajes de contribución, el reparto del

coste del Bono Social se seguirá realizando de conformidad

con la orden IET/843/2012, de 25 de abril. Asimismo, hasta

que se fije la Tarifa de Último Recurso (TuR) prevista en el artí-

culo 45.3 resultará de aplicación lo dispuesto en dicha orden.

En la fecha de formulación de estas Cuentas Anuales Conso-

lidadas no se ha aprobado la citada orden ministerial, que

se encuentra en tramitación. El porcentaje que, de acuerdo

con la información publicada el 23 de enero de 2014 en su

página web por la Comisión Nacional de los mercados y la

Competencia (CNmC), correspondería a Endesa, S.A. sería de

un 41,61%.

Déficit de las actividades reguladas

Los Reales Decretos Ley 6/2009, de 30 de abril, y 6/2010, de 9

de abril, establecieron que, a partir del año 2013, las tarifas de

acceso a la red que se fijen deberían ser suficientes para cu-

brir la totalidad de los costes del Sistema Eléctrico, de forma

que no se generen nuevos déficit ex ante. Igualmente, para el

periodo 2009-2012 el citado Real Decreto Ley 6/2009, de 30

de abril, estableció un límite máximo de déficit para cada uno

de los años debiéndose fijar en estos años las tarifas de acce-

so en importe suficiente para que no se superen estos lími-

tes. Estos límites fueron modificados por el Real Decreto Ley

14/2010, de 23 de diciembre, quedando fijados en 5.500 mi-

llones de euros, 3.000 millones de euros, y 1.500 millones de

euros, para los ejercicios 2010, 2011 y 2012, respectivamente.

El Real Decreto Ley 29/2012, de 28 de diciembre, a través de

su disposición final cuarta, modificó estos límites. En concre-

to, incrementó el límite del ejercicio 2012 hasta la cuantía que

resultara de la liquidación definitiva, pudiendo ser cedido al

Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE),

y eliminó la referencia explícita a que, a partir del 1 de enero

de 2013, los peajes debían ser suficientes para cubrir los cos-

tes del Sistema Eléctrico.

Por otro lado, la normativa recoge igualmente que, en el

supuesto de que existan desajustes temporales en las li-

quidaciones de actividades reguladas, éstos deberán ser

financiados en un determinado porcentaje por las socieda-

des que se señalan en la citada Norma (correspondiendo

a ENDESA el 44,16%), teniendo dichas sociedades el dere-

cho de recuperar los importes financiados en las liquida-

ciones de actividades reguladas del ejercicio en el que se

reconozcan.

A su vez los mencionados Reales Decretos Ley regularon el

proceso de titulización de los derechos de cobro acumulados

por las empresas eléctricas por la financiación de dicho défi-

cit, incluyendo las compensaciones por los sobrecostes de la

generación extrapeninsular del periodo 2001-2008 pendien-

tes de recuperar.

El Real Decreto 437/2010, de 9 de abril, ha desarrollado la re-

gulación del proceso de titulización del déficit del Sistema Eléc-

trico. De acuerdo con ello, durante los ejercicios 2013 y 2012 se

han realizado cesiones de derechos de crédito de déficit de ta-

rifa de ENDESA al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema

Eléctrico (FADE) por un importe de 3.937 y 2.674 millones de

euros respectivamente (véase Nota 13). Con las cesiones reali-

zadas, la última de las cuales se acordó con fecha 29 de octu-

bre de 2013, se ha completado la cesión de la totalidad de los

derechos reconocidos por déficit de tarifa hasta el año 2012.

Para el ejercicio 2013, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del

Sector Eléctrico, ha reconocido un déficit máximo de 3.600 mi-

llones de euros, sin perjuicio de los desajustes temporales que

puedan producirse. Este déficit podrá ser cedido a través de

un procedimiento a establecer reglamentariamente.

A 31 de diciembre de 2013, la insuficiencia de las tarifas de

acceso devengadas durante 2013 para hacer frente a los cos-

tes del Sistema Eléctrico ha generado un déficit de ingresos

de las actividades reguladas del que a ENDESA le ha corres-

pondido financiar el 44,16% por importe de 1.979 millones

de euros. Los saldos de la financiación del déficit de las activi-

dades reguladas registrados en el epígrafe «Activos Financie-

ros Corrientes» (véase Nota 13) del Estado de Situación Finan-

ciera Consolidado adjunto ascienden a 487 millones de euros

a 31 de diciembre de 2013 (2.958 millones de euros a 31 de

diciembre de 2012) y en el epígrafe «Activos Financieros no

Corrientes» (véase Nota 10) del Estado de Situación Financie-

ra Consolidado adjunto ascienden a 1.498 millones de euros

a 31 de diciembre de 2013.

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico

ha establecido que los desajustes temporales que se pro-

duzcan para los ejercicios que se inicien desde 2014 serán

financiados por todos los sujetos del sistema de liquida-


ciones, de forma proporcional a la retribución que les co-

rresponda, y generarán para los sujetos financiadores el

derecho a su recuperación en los cinco años siguientes,

reconociéndose un tipo de interés en condiciones equiva-

lentes a las de mercado.

Medidas de Reforma Energética adoptadas desde 2012

Durante los ejercicios 2013 y 2012, se han aprobado diversas

disposiciones legales con la finalidad de reducir el déficit de

actividades reguladas que, además de lo mencionado en los

apartados anteriores, recogen los siguientes aspectos:

En primer lugar, mediante el Real Decreto Ley 1/2012, de 27

de enero, se suprimieron los incentivos económicos para las

instalaciones de producción del régimen especial y se ha sus-

pendido el procedimiento de preasignación de retribución

para el otorgamiento del régimen económico primado, no

siendo de aplicación a las instalaciones ya inscritas en el regis-

tro de preasignación a su entrada en vigor y que todavía no

han sido puestas en marcha.

Con fecha 28 de diciembre de 2012 se publicó en el Boletín

oficial del Estado la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de me-

didas fiscales para la sostenibilidad energética, que contem-

pla diversas medidas con incidencia directa en el sector eléc-

trico y cuya entrada en vigor ha sido el 1 de enero de 2013:

• Impuesto general a la producción en régimen ordinario y

especial, equivalente al 7% del ingreso total percibido.

• Impuestos sobre la producción de combustible nuclear

gastado y residuos radiactivos, así como sobre su almace-

namiento en instalaciones centralizadas.

• Canon a la generación hidroeléctrica, equivalente al 22%

del ingreso, que se reducirá un 90% para las instalaciones

de potencia igual o inferior a 50 MW y para los bombeos

de más de 50 mW, así como, en la forma que reglamenta-

riamente se determine, para aquellas producciones o ins-

talaciones que se deban incentivar por motivos de política

energética general.

• Céntimo verde al consumo para generación eléctrica de gas

natural, carbón, fuel y gasóleo.

• Eliminación de la prima a la producción renovable, por la

parte de producción que use combustibles fósiles. Esta me-

dida no afectará a la tecnología de biomasa.

• Se contempla igualmente que en las Leyes de Presupuestos

Generales del Estado de cada año se destinará a financiar

los costes del Sistema Eléctrico un importe equivalente a la

recaudación por los tributos y cánones establecidos en la

Ley, más el ingreso estimado por la subasta de los derechos

de emisión de gases de efecto invernadero, con un máximo

de 500 millones de euros.

El Real Decreto Ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas ur-

gentes en el Sistema Eléctrico y en el sector financiero modifi-

ca el mecanismo de actualización de las retribuciones de acti-

vidades reguladas vinculadas al índice de Precios de Consumo

(IPC). Establece que estas retribuciones se actualizarán con el

índice de Precios de Consumo (IPC) a impuestos constantes

sin alimentos no elaborados ni productos energéticos.

Además, se modifican las opciones de venta de energía para

las instalaciones de régimen especial, quedando todas acogi-

das a la opción de venta a tarifa desde el 1 de enero de 2013,

salvo que manifiesten expresamente lo contrario, en cuyo

caso no podrán volver a la opción de venta a tarifa, ni percibi-

rán prima alguna.

El Consejo de ministros de 12 de julio de 2013 ha aprobado

un paquete de medidas de reforma en el sector energético

con la finalidad de poner fin definitivamente a los desequi-

librios que persisten en el Sistema Eléctrico, establecer un

marco normativo que garantice la estabilidad financiera del

Sistema Eléctrico y mejorar el sistema de cara al consumidor,

clarificando la factura y favoreciendo la competencia de cara

al ciudadano.

El conjunto de medidas adoptadas o cuya tramitación se ha

iniciado está integrado por el Real Decreto Ley 9/2013, de

12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para ga-

rantizar la estabilidad financiera del Sistema Eléctrico, la Ley

24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y un con-

junto de disposiciones de desarrollo.

En relación con el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio,

por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la

estabilidad financiera del Sistema Eléctrico, publicado en el


Boletín oficial del Estado el 13 de julio de 2013, los principa-

les aspectos contenidos en el mismo, no mencionados en los

apartados anteriores, son los siguientes:

• Se establece un nuevo régimen retributivo para las instala-

ciones de generación de energía renovable, cogeneración

y residuos, que recibirán un complemento por sus costes

de inversión basado en estándares por tecnologías, garan-

tizando una rentabilidad razonable basada en las obliga-

ciones del Tesoro a diez años más 300 puntos básicos, con

revisión cada seis años.

• Se establece un régimen para las redes de transporte y la

distribución que establece una retribución homogénea ba-

sada en las obligaciones del Tesoro a diez años más 200

puntos básicos. No obstante, para el año 2013 y hasta la fe-

cha de entrada en vigor del Real Decreto Ley, las retribucio-

nes aprobadas en la orden IET/221/2013, de 14 de febrero,

tendrán carácter definitivo, y para el resto del ejercicio se

utilizará como tasa de retribución las obligaciones del Te-

soro a diez años más 100 puntos básicos.

• Se modifica el incentivo de inversión del mecanismo de

pagos de capacidad, reduciéndose el importe de 26.000 a

10.000 euros/mW, pero ampliando el periodo durante el

cual podrá percibirse al doble del tiempo que les restara ac-

tualmente hasta la finalización del plazo de diez años.

• Se contempla la posibilidad de revisión trimestral de los

peajes de acceso con carácter excepcional cuando se pro-

duzcan circunstancias que afecten de modo relevante a los

costes regulados o los parámetros utilizados en su cálculo.

Junto con las disposiciones anteriores, el Gobierno inició en

julio la tramitación del resto de desarrollos reglamentarios,

que hacen referencia a las actividades de transporte, distri-

bución, generación en los Sistemas Eléctricos Insulares y Ex-

trapeninsulares (SEIE), renovables, autoconsumo, pagos de

capacidad, así como a aspectos de comercialización y del su-

ministro.

Estos desarrollos pendientes, incluyen, entre otros aspectos,

la posibilidad de cierre temporal de instalaciones (hiberna-

ción) bajo estrictos criterios de garantía de seguridad de su-

ministro, medidas para disminuir el coste de producción eléc-

trica en los Sistemas Eléctricos Extrapeninsulares e Insulares

(SEIE) o el establecimiento de incentivos para el desarrollo de

las energías renovables en Islas Canarias y Baleares. En rela-

ción con los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares

(SEIE), la propuesta de Real Decreto en tramitación estable-

ce un esquema similar al actual, si bien se modifican deter-

minados aspectos de los costes con la finalidad de mejorar

la eficiencia del sistema; la metodología planteada sería de

aplicación desde 2014, contemplándose un periodo transito-

rio para 2012 y 2013; igualmente, se desarrollan o recogen

aspectos ya contenidos en la Ley 17/2013, de 29 de octubre,

para la garantía de suministro e incremento de la competen-

cia en estos sistemas, antes mencionada.

Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión

Nacional de los Mercados y la Competencia

Con fecha 5 de junio de 2013 se ha publicado en el Boletín

oficial del Estado esta Ley, por la que se crea la Comisión Na-

cional de los mercados y la Competencia (CNmC), por medio

del cual se agrupan en este único ente otros organismos re-

guladores preexistentes, en concreto: la Comisión Nacional

de Energía, la Comisión del mercado de las Telecomunicacio-

nes, la Comisión Nacional de la Competencia, el Comité de

Regulación Ferroviaria, la Comisión Nacional del Sector Pos-

tal, la Comisión de Regulación Económica Aeroportuaria y el

Consejo Estatal de medios Audiovisuales.

De este modo, el Gobierno persigue que las funciones de

supervisión regulatoria y de defensa de la competencia se

integren en una única institución, al objeto de que se simplifi-

quen estructuras y se maximicen economías de escala.

Esta Comisión se configura como un organismo público, con

personalidad jurídica propia y plena independencia del Go-

bierno, de las Administraciones Públicas y de los agentes del

mercado. Está adscrita al ministerio de Economía y Competi-

tividad, sin perjuicio de su relación con los otros ministerios

competentes por razón de la materia en el ejercicio de sus

funciones.

El Consejo se compondrá de diez miembros con un mandato

de seis años improrrogables, incluyendo un Presidente y un

Vicepresidente, siendo los miembros nombrados por el Go-

bierno, a propuesta del ministro de Economía y Competitivi-

dad, previa comparecencia de la persona propuesta ante la


Comisión de Economía y Competitividad del Congreso. Asi-

mismo, se ha reconocido al Congreso capacidad de veto, que

deberá ser por mayoría absoluta de la Comisión correspon-

diente.

El Consejo constará de dos salas, una dedicada a temas de

competencia, presidida por el Presidente, y otra dedicada

a Supervisión Regulatoria, presidida por el Vicepresidente.

Cada sala estará compuesta por cinco miembros cuya com-

posición será rotatoria.

Como se ha indicado anteriormente, la nueva Comisión Na-

cional de los mercados y la Competencia (CNmC) asume las

funciones hasta ahora desarrolladas por la Comisión Nacional

de Energía (CNE), si bien parte de dichas funciones pasarán

a ser realizadas directamente por el ministerio de Industria,

Energía y Turismo, tales como la liquidación de los costes del

Sistema Eléctrico o aspectos asociados a determinadas ins-

pecciones.

La fecha de puesta en funcionamiento de la nueva Comisión

se ha establecido en el 7 de octubre de 2013.

Tarifa eléctrica para 2013

Tras la celebración de la correspondiente subasta, la Resolu-

ción de 27 de diciembre de 2012 de la Dirección General de

Política Energética y minas ha revisado la Tarifa de Último Re-

curso (TuR) para el primer trimestre de 2013, incrementándo-

la un 3%.

Tras la celebración de la correspondiente subasta, la Reso-

lución de 25 de marzo de 2013 de la Dirección General de

Política Energética y minas ha revisado la Tarifa de Último Re-

curso (TuR) para el segundo trimestre de 2013, reduciéndola

un 6,6%.

Del mismo modo, la Resolución de 26 de junio de 2013 de la

Dirección General de Política Energética y minas ha revisado

la Tarifa de Último Recurso (TuR) para el tercer trimestre de

2013, incrementándola en un 1,3%.

En cumplimiento con el mandato establecido en el Real De-

creto Ley 9/2013 antes citado, con fecha 3 de agosto de 2013

se ha publicado la orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, por

la que se revisan los peajes de acceso, incrementándolos un

6,8% de media. Se ha revisado igualmente la Tarifa de Último

Recurso (TuR), resultando un aumento del 3,1%.

Finalmente, y tras la celebración de la correspondiente subas-

ta, la Resolución de 24 de septiembre de 2013 de la Dirección

General de Política Energética y minas ha revisado la Tarifa de

Último Recurso (TuR) para el cuarto trimestre de 2013, incre-

mentándola en torno a un 3%.

Por otro lado, con fecha 14 de enero de 2013 se ha publicado

en el Boletín oficial del Estado el Real Decreto 1718/2012,

de 28 de diciembre, por el que se determina el procedimien-

to para realizar la lectura y facturación de los suministros de

energía en baja tensión con potencia contratada no superior

a 15 kW. De acuerdo con este Real Decreto, la facturación

para los clientes acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TuR)

se realizará de forma bimestral desde el 1 de abril de 2013,

basada en lecturas reales.


El pasado 19 de diciembre de 2013 se celebró la vigesimo-

quinta subasta CESuR (Contratos de Energía para el Sumi-

nistro de Último Recurso) para la determinación del coste

de la energía a integrar en el cálculo del precio voluntario

al pequeño consumidor (PVPC), que sustituye a la actual Ta-

rifa de Último Recurso (TuR). Tras la subasta, la Comisión

Nacional de los mercados y la Competencia (CNmC) emitió

con fecha 20 de diciembre un pronunciamiento en el que

declaraba que no procedía validar los resultados de la su-

basta por la concurrencia de circunstancias atípicas durante

su desarrollo y por haberse realizado en un contexto ener-

gético que considerado no extrapolable al primer trimestre

de 2014. En consecuencia, y de acuerdo con lo establecido

en la normativa, la subasta ha quedado anulada a todos los

efectos.

De acuerdo con ello, mediante Resolución de 20 de diciembre

de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, se ha esta-

blecido que el precio resultante de la vigesimoquinta subasta

CESuR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Re-

curso) no debe ser considerado en la determinación del coste

estimado de los contratos mayoristas, al haber quedado anu-

lada a todos los efectos.


Con fecha 28 de diciembre de 2013 se ha publicado en el Bo-

letín oficial del Estado el Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de

diciembre, por el que se determina el precio de la energía

eléctrica en los contratos sujetos al precio voluntario para el

pequeño consumidor en el primer trimestre de 2014. Este

Real Decreto Ley ha fijado los precios de los productos base

y punta necesarios para el cálculo del coste de la energía a

incluir en el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor

(PVPC) considerando las referencias de precios públicos del

operador del mercado Ibérico a Plazo (omIP) correspondien-

tes a la cotización de los contratos Q1-14 en base y en punta

en los seis últimos meses de negociación disponibles a fecha

de aprobación del Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de di-

ciembre. Fruto de ello, ha resultado una modificación del

Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) a par-

tir del 1 de enero de 2014, considerando constantes los pea-

jes, del 1,4%, que ha sido aprobada mediante Resolución de

30 de diciembre de 2013. Por otro lado, el Real Decreto Ley

17/2013, de 27 de diciembre, establece igualmente que se

reconocerán a los comercializadores de referencia los desvíos

entre los precios en él establecidos y el precio del mercado,

que serán incorporados en el cálculo del Precio Voluntario

para el Pequeño Consumidor (PVPC) del trimestre siguiente.

Con fecha 1 de febrero se ha publicado la orden IET/107/2014,

de revisión de peajes de acceso para 2014, que se incremen-

tan de media desde 1 de febrero en torno a un 2%. Esta or-

den contempla una anualidad para la recuperación del défi-

cit previsto para 2013, así como la inclusión con cargo a los

peajes de acceso de 2013 de la compensación de los Sistemas

Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) de dicho ejerci-

cio que no son financiados finalmente por los Presupuestos

Generales del Estado, todo ello conforme a lo establecido en

la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Del

mismo modo, se ha revisado el Precio Voluntario para el Pe-

queño Consumidor (PVPC), de modo que su incremento me-

dio tras el Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de diciembre, y la

orden IET/107/2014, de 31 de enero, respecto a los vigentes

a 31 de diciembre de 2013, es de un 2% aproximadamente.

Tarifa de gas natural para 2013

La orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, ha revisado los

peajes de acceso a partir de 1 de enero, siendo el incremento

general de los mismos del 1%, y la Resolución de la Dirección

General de Política Energética y minas de 28 de diciembre de

2012 aprobó una reducción de la TuR.1 y TuR.2 del 2,5% y

3,7%, respectivamente.


La orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, ha revisado los

peajes de acceso a partir de 1 de enero, siendo el incremento

general de los mismos en torno al 2%, habiéndose manteni-

do sin cambios relevantes las Tarifas de Último Recurso (TuR),

aprobadas mediante Resolución de la Dirección General de

Política Energética y minas de 26 de diciembre de 2012.

4.2. Latinoamérica

Las legislaciones de Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú

permiten la participación de capitales privados en el sector

eléctrico, defienden la libertad de competencia para la acti-

vidad de generación y definen criterios para evitar que de-

terminados niveles de concentración económica y/o prácticas

de mercado conlleven un deterioro de la misma, tal y como

se indica en el apartado «Límites a la integración y concen-

tración».

A continuación se explican las principales características de la

regulación de los distintos países de Latinoamérica en los que

ENDESA opera para cada uno de los negocios.

Generación

Respecto del negocio de generación eléctrica, se puede se-

ñalar que, salvo Argentina, en el resto de países existen mer-

cados más o menos liberalizados en los que, sobre los planes

indicativos de las autoridades, los agentes privados adoptan

libremente las decisiones de inversión. Sin embargo, en Ar-

gentina, en los últimos años ha ido variando su política ener-

gética hacia un marco más intervencionista en el que los nue-

vos proyectos de inversión han venido determinados por la

posibilidad de los agentes de cobrar sus deudas provenientes

de la venta de energía y también por programas para incen-

tivar nuevas inversiones. En todos los países la coordinación

de la operación se realiza de manera centralizada, donde un

operador independiente coordina el despacho de carga. El


despacho centralizado que busca garantizar el abastecimien-

to de la demanda a mínimo coste para el Sistema se hace con

base en costes variables de producción térmica auditados, a

excepción de Colombia, donde se basa en precios ofertados

por los agentes. A partir de este despacho se determina el

coste marginal de generación que define el precio para las

transacciones «spot».

También en todos los países los agentes de generación están

habilitados para vender su energía mediante contratos en el

mercado regulado o en el mercado libre y traspasar sus exce-

dentes/déficit a través del mercado «spot». El mercado libre

apunta al segmento de grandes usuarios, aunque los límites

que definen tal condición varían en cada mercado. En el apar-

tado «mercado de clientes no regulados», se detallan estos

límites.

Las principales diferencias entre los mercados aparecen en la

forma de regular las ventas de energía entre generadores y

distribuidoras y en cómo se define el precio regulado para la

formación de tarifas a usuarios finales.

Cabe señalar que, en la actualidad, Argentina tiene interve-

nida la formación de precios desde que se produjo la crisis de

2002 y, por ende, no está aplicando el esquema marginalista.

En Argentina, inicialmente la normativa contemplaba que el

precio de venta de generadores a distribuidoras se obtenía de

un cálculo centralizado del precio «spot» promedio previsto

para los próximos seis meses. Sin embargo, después de la crisis

del año 2002, la autoridad ha fijado de manera arbitraria ese

precio, interviniendo el sistema marginalista y provocando un

desfase entre los costes reales de generación y el pago que

realiza la demanda a través de las distribuidoras. En este con-

texto, el Gobierno anunció en 2012 su intención de modificar

el actual marco regulatorio, para desarrollar durante 2013-14

un sistema remuneratorio basado en un esquema de coste

medio. En 2012 y durante el periodo transitorio hasta la apro-

bación del nuevo modelo, ENDESA Costanera, S.A. suscribió

un Acuerdo para la implementación de un plan de inversiones

y pago de contratos de mantenimiento en las unidades de

generación, por un valor de aproximadamente 304 millones

de dólares estadounidenses (equivalente a 230 millones de

euros) con el compromiso de una mejora de la disponibilidad

y capacidad operacional de la central. Posteriormente, el 26

de marzo de 2013 se publicó en el Boletín oficial la Resolu-

ción 95/2013, que establece un nuevo marco regulatorio para

la generación eléctrica, basado en un esquema que paga los

costes fijos, los costes variables y contempla una remunera-

ción adicional. El nuevo marco regulatorio establece también

que la gestión de los combustibles y la gestión del mercado

a término es responsabilidad de la Compañía Administradora

del mercado mayorista Eléctrico (CAmmESA), una vez venci-

dos los contratos vigentes.

En Brasil, el precio regulado de compra para la formación de

tarifas a usuarios finales se basa en los precios medios de las

licitaciones, existiendo procesos independientes de licita-

ción de energía existente y de energía nueva. Estos últimos

contemplan contratos de largo plazo en el que los nuevos

proyectos de generación deben cubrir los crecimientos de

demanda previstos por las distribuidoras. Las licitaciones de

energía existente consideran plazos de contratación menores

y buscan cubrir las necesidades de contratación de las distri-

buidoras que surgen del vencimiento de contratos previos.

Cada proceso de licitación es coordinado centralizadamente,

la autoridad define precios máximos y, como resultado, se

firman contratos donde todas las distribuidoras participantes

en el proceso compran a prorrata a cada uno de los genera-

dores oferentes.

En Chile, a partir de 2010, con la promulgación de la Ley

20.018, el precio de transferencia entre las empresas gene-

radoras y distribuidoras corresponde al resultado de las li-

citaciones que éstas lleven a cabo en un proceso regulado.

Las empresas distribuidoras deben disponer del suministro

permanentemente para el total de su demanda proyectada

a tres años, para lo cual se deben realizar licitaciones públicas

de largo plazo.

Las distribuidoras en Colombia tienen libertad para decidir su

suministro, pudiendo definir las condiciones de los procesos

de licitación pública para adquirir la energía requerida para el

mercado regulado y están habilitadas para comprar energía

en el mercado «spot». El precio que paga el usuario final refle-

ja un promedio del precio de compra. Por lo general son con-

tratos de corta duración y que oscilan entre 2 a 3 años. Desde

2004, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) está

trabajando en una propuesta para modificar la operativa de

contratación en el mercado colombiano, denominado Merca-

do organizado Regulado (moR), que pasaría a ser un sistema

electrónico de contratos. Este mecanismo reemplazaría las li-

citaciones actuales por subastas de energía con condiciones


comerciales estandarizadas, en donde la demanda a contra-

tar se trataría como una única demanda agregada.

En Perú, al igual que en Chile, las distribuidoras tienen obliga-

ción de contratar su aprovisionamiento de energía y en 2007

se modificó la legislación para permitir la realización de licita-

ciones de energía a partir de los requerimientos de éstas. En

las licitaciones, la autoridad aprueba las bases de licitación y

define en cada proceso el precio máximo.

Energías renovables

En materia de energías renovables en todos los países exis-

te algún tipo de normativa que promueve y, a veces, hasta

obliga la incorporación de energía renovable no convencio-

nal. Este es el caso de Chile, que en abril de 2008 aprobó la

Ley 20.257, que incentiva el uso de las Energías Renovables

No Convencionales (ERNC). La Ley obliga a los generadores

a que, al menos, un 5% de su energía comercializada con

clientes provenga de estas fuentes renovables, entre 2010

y 2014, aumentando progresivamente en 0,5% desde el

ejercicio 2015 hasta el 2024, donde se alcanzará un 10%.

Esta Ley ha sido recientemente modificada por la Ley 20.698

promulgada el 14 de octubre de 2013. La nueva normativa

aprobada establece para el año 2025 una cuota obligatoria

de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) del

20% sobre la matriz eléctrica, respetando la senda de retiros

contemplada en la Ley anterior para los contratos vigentes

a julio de 2013, es decir, para los contratos firmados entre

2007 y julio de 2013, el objetivo es del 10% en 2024, mien-

tras que para aquellos firmados después será del 20% en

2025.

En Brasil, la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)

también realiza las subastas por tecnología teniendo en con-

sideración el plan de expansión fijado por la entidad encarga-

da de la planificación de manera que se alcance el valor de ca-

pacidad de Energías Renovables No Convencionales (ERNC)

fijado como meta.

En Colombia, actualmente existe una senda indicativa para el

Sistema Energético Nacional del 3,5% en 2015 y del 6,5% en

2020. No obstante, estas previsiones se encuentran en revi-

sión, pues está en tramitación parlamentaria un proyecto de

ley que regula la integración de las Energías Renovables No

Convencionales (ERNC) al Sistema Energético Nacional para

fomentar el ahorro y la eficiencia energética.

En Perú existe un porcentaje objetivo máximo del 5% para el

periodo 2008-2013, como participación de las Energías Re-

novables No Convencionales (ERNC) en la matriz energética

del país y la autoridad regulatoria, el organismo Supervisor

de la Inversión en Energía y minería (oSINERGmIN) realiza

subastas discriminatorias para cumplirlas. Este objetivo no se

ha cumplido, aun cuando la normativa prevé su revisión cada

cinco años.

Distribución

En los cinco países en los que ENDESA opera, el precio de ven-

ta a clientes se basa en el precio de compra a generadores

más un componente asociado al valor agregado de la activi-

dad de distribución y algunos tributos y tasas. Periódicamen-

te, el regulador fija este valor a través de procesos de revisión

de tarifas de distribución. De esta forma, la actividad de distri-

bución es una actividad esencialmente regulada.

En Argentina, la primera revisión de tarifas de Empresa Dis-

tribuidora Sur, S.A. estaba prevista para el año 2002, pero la

misma fue suspendida por la autoridad por la crisis económi-

co-financiera del país, lo que supuso que las tarifas estuvieron

congeladas a partir de ese año. En el año 2007 entró en vigor

el Acta Acuerdo de Renegociación del Contrato de Concesión,

aplicándose un incremento tarifario de transición. En 2008,

se aplicó otro incremento tarifario, derivado de la aplicación

de un coeficiente de inflación semestral. Y desde noviembre

de 2012 se aplica un cargo tarifario de aproximadamente 82

millones de dólares estadounidenses anuales (equivalente

a 62 millones de euros), que representa un incremento del

Valor Agregado de Distribución (VAD) del 40%, destinado a

financiar inversiones y mantenimiento correctivo a través de

un fideicomiso. Aun cuando queda pendiente de realizar la

Revisión Tarifaria Integral (RTI), en mayo de 2013 se publicó

la Resolución SE N° 250/13 de la Secretaría de Energía del

ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servi-

cios, que autorizó la compensación de la deuda que Empresa

Distribuidora Sur, S.A. registra por concepto de los ingresos

derivados de la aplicación del Programa de uso Racional de

la Energía Eléctrica (PuREE) hasta febrero de 2013, con el

crédito a favor que surge del reconocimiento del mecanismo


de monitoreo de Costos (mmC) por los periodos semestrales

comprendidos entre mayo de 2007 y febrero de 2013. Adicio-

nalmente, la Resolución instruyó a la Compañía Administra-

dora del mercado mayorista Eléctrico (CAmmESA) a emitir a

favor de Empresa Distribuidora Sur, S.A las denominadas «Li-

quidaciones de Venta con Fecha de Vencimiento a Definir»,

por los valores excedentes de la compensación mencionada,

y autorizó a la Compañía Administradora del mercado mayo-

rista Eléctrico (CAmmESA) a recibir estas liquidaciones como

parte de pago de las deudas de Empresa Distribuidora Sur,

S.A. Esta Resolución SE N° 250/13 ha sido complementada

y extendida hasta septiembre del 2013, según la Nota SE N°

6852/2013, emitida el 6 de noviembre de 2013.

El 12 de julio de 2012, el Ente Regulador del Sector Eléctrico

(ENRE) designó temporalmente un «veedor» en Empresa Dis-

tribuidora Sur, S.A. cuyo cargo por 45 días hábiles fue prorro-

gado por cinco periodos sucesivos de la misma duración, con

el fin de fiscalizar y controlar todos los actos de administra-

ción de la Compañía. La designación de la figura del «veedor»

no supone la pérdida del control de la compañía por parte de

ENDESA. La Resolución del Ente Regulador del Sector Eléctri-

co (ENRE) 243/13 aumentó el plazo de la misma de 45 días

hábiles prorrogables a 90 días hábiles prorrogables. La desig-

nación de la figura del veedor ha recaído hasta el 30 de enero

de 2014 en la persona del Vicepresidente del Ente Regulador

del Sector Eléctrico (ENRE). Sin embargo, la Resolución del

Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE) 31/2014 le rele-

va en el cargo y designa a su Presidente como nuevo veedor

por otros 90 días hábiles prorrogables (hasta el 19 de junio

de 2014), con obligación de elevar al Directorio del Ente Re-

gulador del Sector Eléctrico (ENRE) informes de periodicidad

mensual.

En Brasil, existen tres tipos de modificación tarifaria: (i) Revi-

siones periódicas, las cuales se realizan según lo establecido

en los contratos de concesión (en Companhia Energética do

Ceará, S.A. cada cuatro años y en Ampla Energia e Serviços,

S.A. cada cinco años); (ii) Reajuste anual por inflación; y (iii)

Revisiones extraordinarias, cuando se producen eventos rele-

vantes que pueden alterar el equilibrio económico financiero

de las distribuidoras.

Actualmente se encuentra vigente el tercer ciclo de revisio-

nes periódicas de tarifas de distribución. La revisión tarifaria

periódica de Companhia Energética do Ceará, S.A. se realizó

en 2012 para el periodo 2011-2015 y fue aplicada desde el

22 de abril de 2012, con cálculo retroactivo a abril de 2011.

Actualmente, Ampla Energia e Serviços, S.A. se encuentra en

proceso de revisión periódica de tarifas para el periodo 2014-

2019, proceso que deberá terminar antes del 15 de marzo de

2014. En septiembre de 2012 el Gobierno aprobó la medida

Provisoria 579, uno de cuyos objetivos fue reducir algunos

gravámenes y recargos especiales de la tarifa eléctrica que

pagaba el cliente final, y que, en adelante, serán cubiertos

con presupuesto estatal. En enero de 2013, la medida Provi-

soria se convirtió en la Ley 12.783, que dio origen a la realiza-

ción de Revisiones Tarifarias Extraordinarias con un promedio

de reducción del 18% en todo el país. Para Ampla Energia e

Serviços, S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A. esta re-

ducción tarifaria tuvo efecto desde final de enero hasta abril

de 2013 (momento en el cual entraron en vigor los reajustes

anuales respectivos). Los últimos reajustes anuales para Am-

pla Energia e Serviços, S.A. y para Companhia Energética do

Ceará, S.A. fueron realizados por la Agência Nacional de Ener-

gia Elétrica (ANEEL) en abril de 2013.

El 8 de marzo de 2013 se ha publicado en el Diario oficial el

Decreto Presidencial 7.945/2013 que se autoriza el traspaso

de recursos del Gobierno hacia las distribuidoras para el pago

de parte de los costes adicionales que están soportando las

sociedades distribuidoras derivados del despacho de gene-

ración térmica y de la exposición contractual en el mercado

«spot». Respecto a los costes adicionales que no recibirán la

compensación inmediata del Gobierno, éstos serán recupe-

rados a través de la tarifa tal y como prevé la reglamentación.

Igualmente, estos costes adicionales podrán ser recibidos

también a través de la tarifa o por nuevos traspasos de re-

cursos, según definición de la Agência Nacional de Energia

Elétrica (ANEEL), en los respectivos reajustes tarifarios.

En Chile, el Valor Agregado de Distribución (VAD) se esta-

blece cada cuatro años. Para ello, el organismo regulador, la

Comisión Nacional de Energía (CNdE), clasifica a las compa-

ñías de acuerdo a áreas típicas que agrupan a las empresas

con costes de distribución similares. El retorno sobre la inver-

sión de una distribuidora está acorde con la tasa regulada

por la Ley, 10% real antes de impuestos, pero depende de

su desempeño en relación con los estándares de la empresa

modelo para cada área típica definida por el regulador. Du-

rante 2012 y 2013 se realizó la última revisión de tarifas de

distribución y, resultado de la misma, el 2 de abril de 2013 se


promulgó en el Diario oficial el Decreto que establece las fór-

mulas tarifarias aplicables a los usuarios regulados de Chilec-

tra, S.A. El Decreto prevé una rebaja efectiva de las tarifas del

4,5%, principalmente debida a ganancias de eficiencia, entre

otros aspectos. Las nuevas tarifas serán de aplicación retroac-

tiva desde el 4 de noviembre de 2012. El siguiente proceso

de fijación de tarifas corresponderá realizarse en 2016, para

el periodo 2016-2020.

Además, con fecha 9 de abril de 2013, se ha publicado el De-

creto que establece las tarifas de subtransmisión aplicables

también a Chilectra, S.A., que se encontraba pendiente. Las

nuevas tarifas no tienen impacto y son de aplicación retroac-

tiva desde el 1 de enero de 2011.

De acuerdo con la Ley 142 de 1994, las tarifas de distribución

en Colombia se revisan cada cinco años, con ajustes mensuales

por inflación. Desde 1997 ha habido tres revisiones tarifarias y

en 2014 deberá entrar en vigor una nueva revisión, la cuarta. La

tasa regulada en la última revisión tarifaria acaecida en 2008

fue del 13,9% real antes de impuestos y la Comisión de Regu-

lación de Energía y Gas (CREG) ya ha anunciado que revisará la

aplicación de las variables utilizadas para el cálculo de la tasa

media ponderada (Weighted Average Cost of Capital o WACC),

los inventarios y costes de las unidades Constructivas y el es-

quema de calidad vigente, entre otros. Se espera la publicación

de la propuesta definitiva en el cuarto trimestre de 2014. Igual-

mente, cada cinco años deben revisarse las tarifas o cargos de

comercialización que recogen los costes de operación de lectu-

ra del medidor, la atención al cliente, compras de energía, y un

margen regulado asociado al negocio minorista. Estas tarifas

de comercialización no han sido todavía revisadas desde 1998

y también se espera para 2014 la revisión de estos cargos.

En Perú se realiza un proceso de determinación del Valor

Agregado de Distribución (VAD) cada cuatro años, utilizan-

do igualmente la metodología de empresa modelo según

área típica y con una tasa regulada real antes de impuestos

del 12%. Durante 2013 se ha llevado a cabo el proceso de

fijación tarifaria del Valor Agregado de Distribución (VAD)

y cargos fijos. De esta forma, el 16 de octubre de 2013 el

organismo Supervisor de la Inversión en Energía y minería

(oSINERGmIN) publicó la Resolución 203/2013 que fija las

tarifas de distribución de Empresa de Distribución Eléctrica

de Lima Norte, S.A.A. para el periodo de noviembre 2013 a

octubre 2017. La Resolución contempla un incremento del

Valor Agregado de Distribución (VAD) de Empresa de Dis-

tribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. del 1,2% respecto

al Valor Agregado de Distribución (VAD) vigente anterior.

Línea de Interconexión Argentina y Brasil

Con fecha 5 de abril de 2011 se publicaron en el Diario ofi-

cial las Portarías ministeriales 210/2011 y 211/2011 que

equipararon a las dos líneas de interconexión de la Compa-

ñía de Interconexión Energética, S.A. a concesiones de servi-

cio público, con pago de un peaje regulado. La Receita Anual

Permitida (RAP) es reajustada anualmente, en el mes de ju-

nio, por el índice Nacional de Precios al Consumidor Amplio

(IPCA) con revisiones tarifarias cada cuatro años. Se definió

una Base de Remuneración Bruta de 1760 millones de rea-

les brasileños (equivalente a 651 millones de euros) y una

Base Neta de 1.160 millones de reales brasileños (equivalen-

te a 429 millones de euros). En 2012, la Agência Nacional

de Energia Elétrica (ANEEL) autorizó la implementación de

refuerzos en las instalaciones de transmisión, reconociendo

una inversión adicional de 47 millones de reales brasileños

(17 millones de euros), en la Base de Remuneración. La tasa

de remuneración aplicable fue definida según la reglamen-

tación vigente en el 7,24% (real después de impuestos). El

plazo de la autorización es hasta junio de 2020, para la Línea

1, y hasta julio de 2022, para la Línea 2, con previsión de in-

demnización de las inversiones no amortizadas.

Mercado de clientes no regulados

En todos los países las distribuidoras pueden realizar suminis-

tro a sus clientes bajo la modalidad regulada o bajo condi-

ciones libremente pactadas. Los límites para el mercado no

regulado en cada país son los siguientes:

País kW Mínimos

Argentina > 30 kW

Brasil > 3.000 kW o > 500 kW (*)

Chile > 500 kW (**)

Colombia > 100 kW o 55 mWh-mes

Perú > 200 kW (***)

(*) En Brasil, el límite > 500 kW se aplica si se compra energía proveniente de fuentes renovables, las cuales son incentivadas por el Gobierno mediante descuento de peajes. (**) En Chile, los clientes entre 500 y 2.000 kW pueden optar entre mercado regulado o libre. Los mayores de 2.000 kW necesariamente son clientes libres.(***) En Perú, en abril de 2009 se estableció que los clientes entre 200 y 2.500 kW pueden optar entre mercado regulado o libre.


Límites a la integración y concentración

En general, en todos los países existe una legislación de de-

fensa de la libre competencia, que junto con la normativa es-

pecífica aplicable en materia eléctrica definen criterios para

evitar determinados niveles de concentración económica y/o

prácticas abusivas de mercado.

En principio, se permite la participación de las empresas en di-

ferentes actividades (generación, distribución, comercializa-

ción) en la medida que exista una separación adecuada de las

mismas, tanto contable como societaria. No obstante, en el

sector de transporte es donde se suelen imponer las mayores

restricciones, principalmente por su naturaleza y por la nece-

sidad de garantizar el acceso adecuado a todos los agentes.

En efecto, en Argentina, Chile y Colombia hay restricciones

específicas para que las compañías generadoras o distribui-

doras puedan ser accionistas mayoritarias de empresas trans-

portistas.

En cuanto a la concentración en un sector específico, en Ar-

gentina no se establecen límites específicos a la integración

vertical u horizontal, sin embargo los cambios accionarios

de las compañías deben ser autorizados por el Ente Nacio-

nal Regulador de la Electricidad (ENRE). En el caso de Brasil,

con los cambios en el sector eléctrico derivados de la Ley

Nº 10.848/2004 y del Decreto Nº 5.163/2004, la Agência

Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), se fueron eliminan-

do gradualmente los límites a la concentración, por no ser

más compatible con el entorno regulatorio vigente, pero

manteniendo la separación vertical de las actividades (una

distribuidora sólo puede prestar el servicio de distribución).

En Chile tampoco se establecen límites cuantitativos espe-

cíficos a la integración vertical u horizontal, sin perjuicio de

la normativa sobre libre competencia. En Colombia, ninguna

empresa podrá tener, directa o indirectamente, una partici-

pación superior al 25% en la actividad de comercialización

o generación de electricidad. Adicionalmente, en Colombia

aquellas empresas creadas con posterioridad a 1994 única-

mente pueden desarrollar actividades complementarias de

generación-comercialización y distribución-comercializa-

ción. Finalmente, en Perú las integraciones están sujetas a

autorización, de 5% en la vertical y 15% en la horizontal.

Acceso a la Red

En todos los países el derecho de acceso y el peaje o precio de

acceso es regulado por la autoridad.


5. Inmovilizado material

A continuación se presenta el detalle del inmovilizado material a 31 de diciembre de 2013 y 2012, así como el movimiento en

ambos ejercicios:

Millones de Euros

Inmovilizado Material en Explotación y en Curso

31 de diciembre de 2013

CosteAmortización

AcumuladaPérdidas por

Deterioro Total Inmovilizado

Terrenos y Construcciones 1.141 (527) (57) 557

Instalaciones de Generación Eléctrica: 35.303 (20.784) (177) 14.342

Centrales Hidráulicas 10.091 (5.714) (10) 4.367

Centrales Carbón/Fuel 9.822 (6.594) (23) 3.205

Centrales Nucleares 9.794 (6.809) (14) 2.971

Centrales de Ciclo Combinado 5.421 (1.628) (130) 3.663

Renovables 175 (39) — 136

Instalaciones de Transporte y Distribución: 24.869 (10.477) (115) 14.277

Alta Tensión 1.301 (634) (14) 653

Baja y media Tensión, Equipos de medida y Telecontrol y otras Instalaciones

23.568 (9.843) (101) 13.624

otro Inmovilizado 976 (751) — 225

Inmovilizado en Curso 2.652 — — 2.652

Total 64.941 (32.539) (349) 32.053

Millones de Euros

Inmovilizado Material en Explotación y en Curso


CosteAmortización

AcumuladaPérdidas por

Deterioro Total Inmovilizado

Terrenos y Construcciones 1.217 (533) (78) 606

Instalaciones de Generación Eléctrica: 36.749 (20.594) (188) 15.967

Centrales Hidráulicas 11.080 (6.054) (10) 5.016

Centrales Carbón/Fuel 9.890 (6.411) (27) 3.452

Centrales Nucleares 10.053 (6.581) (14) 3.458

Centrales de Ciclo Combinado 5.544 (1.517) (137) 3.890

Renovables 182 (31) — 151

Instalaciones de Transporte y Distribución: 25.517 (10.865) (152) 14.500

Alta Tensión 1.507 (695) (11) 801


24.010 (10.170) (141) 13.699

otro Inmovilizado 1.047 (779) — 268

Inmovilizado en Curso 2.765 — — 2.765

Total 67.295 (32.771) (418) 34.106


Millones de Euros

Inmovilizado Material en Explotación y en CursoSaldo a

31/12/2012

Incorporaciones/ Reducciones

SociedadesInversiones

(Nota 5.1) BajasTraspasos y Otros (*)

Diferencias de Conversión

Saldo a 31/12/2013

Terrenos y Construcciones 1.217 — 2 (10) (5) (63) 1.141

Instalaciones de Generación Eléctrica: 36.749 — 64 (107) 205 (1.608) 35.303

Centrales Hidráulicas 11.080 — 1 (11) 69 (1.048) 10.091

Centrales Carbón/Fuel 9.890 — 25 (64) 214 (243) 9.822

Centrales Nucleares 10.053 — 35 (31) (263) - 9.794

Centrales de Ciclo Combinado 5.544 — 3 (1) 169 (294) 5.421

Renovables 182 — — — 16 (23) 175

Instalaciones de Transporte y Distribución: 25.517 — — (735) 1.028 (941) 24.869

Alta Tensión 1.507 — — (14) 5 (197) 1.301


24.010 — — (721) 1.023 (744) 23.568

otro Inmovilizado 1.047 — 21 (32) (1) (59) 976

Inmovilizado en Curso 2.765 — 1.782 (2) (1.625) (268) 2.652

Total 67.295 — 1.869 (886) (398) (2.939) 64.941

(*) Incluye las provisiones por costes de cierre de las instalaciones (véase Nota 17.3).

Millones de Euros

Amortización Acumulada y Pérdidas por Deterioro

Saldo a 31/12/2012


Sociedades

Dotaciones (*)

(Nota 31) BajasTraspasos

y OtrosDiferencias

de ConversiónSaldo a

31/12/2013

Terrenos y Construcciones (611) — 3 8 (2) 18 (584)

Instalaciones de Generación Eléctrica: (20.782) — (1.064) 106 5 774 (20.961)

Centrales Hidráulicas (6.064) — (195) 11 2 522 (5.724)

Centrales Carbón/Fuel (6.438) — (343) 64 (3) 103 (6.617)

Centrales Nucleares (6.595) — (268) 31 9 — (6.823)

Centrales de Ciclo Combinado (1.654) — (248) — — 144 (1.758)

Renovables (31) — (10) — (3) 5 (39)

Instalaciones de Transporte y Distribución: (11.017) — (764) 728 1 460 (10.592)

Alta Tensión (706) — (46) 8 1 95 (648)


(10.311) — (718) 720 — 365 (9.944)

otro Inmovilizado (779) — (43) 33 1 37 (751)

Total (33.189) — (1.868) 875 5 1.289 (32.888)

(*) Incluye reversión por pérdidas por deterioro por importe de 2 millones de euros (véase Nota 31).


Millones de Euros

Inmovilizado Material en Explotación y en CursoSaldo a

31/12/2011



(Nota 5.1) BajasTraspasos y Otros (*)


Saldo a 31/12/2012

Terrenos y Construcciones 1.121 — 1 (14) 100 9 1.217

Instalaciones de Generación Eléctrica: 34.495 — 114 (83) 1.820 403 36.749

Centrales Hidráulicas 10.792 — — (10) (98) 396 11.080

Centrales Carbón/Fuel 8.991 — 41 (28) 874 12 9.890

Centrales Nucleares 9.181 — 43 (28) 857 — 10.053

Centrales de Ciclo Combinado 5.361 — 30 (17) 186 (16) 5.544

Renovables 170 — — — 1 11 182

Instalaciones de Transporte y Distribución: 24.484 — 3 (242) 1.123 149 25.517

Alta Tensión 1.891 — — — (388) 4 1.507


22.593 — 3 (242) 1.511 145 24.010

otro Inmovilizado 1.049 — 28 (26) (4) — 1.047

Inmovilizado en Curso 3.091 — 2.008 — (2.403) 69 2.765

Total 64.240 — 2.154 (365) 636 630 67.295

(*) Incluye las provisiones por costes de cierre de las instalaciones (véase Nota 17.3).

Millones de Euros

Amortización Acumulada y Pérdidas por Deterioro Saldo a

31/12/2011


Sociedades

Dotaciones (*)

(Nota 31) BajasTraspasos

y OtrosDiferencias

de ConversiónSaldo a

31/12/2012

Terrenos y Construcciones (532) — (95) 13 2 1 (611)

Instalaciones de Generación Eléctrica: (19.589) — (1.158) 83 51 (169) (20.782)

Centrales Hidráulicas (5.707) — (223) 10 31 (175) (6.064)

Centrales Carbón/Fuel (6.130) — (365) 28 34 (5) (6.438)

Centrales Nucleares (6.292) — (317) 28 (14) — (6.595)

Centrales de Ciclo Combinado (1.441) — (243) 17 1 12 (1.654)

Renovables (19) — (10) — (1) (1) (31)

Instalaciones de Transporte y Distribución: (10.444) — (749) 239 (9) (54) (11.017)

Alta Tensión (801) — (50) — 153 (8) (706)


(9.643) — (699) 239 (162) (46) (10.311)

otro Inmovilizado (771) — (44) 25 10 1 (779)

Total (31.336) — (2.046) 360 54 (221) (33.189)

(*) Incluye pérdidas por deterioro por importe de 152 millones de euros (véase Nota 31).

Los saldos de inmovilizado incluyen las participaciones en las

comunidades de bienes que se detallan a continuación:

Millones de Euros

% Participación

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

Central Nuclear Vandellós II, C.B. 72% 925 959

Central Nuclear Ascó II, C.B. 85% 695 706

Central Nuclear de Almaraz I, C.B. 36% 175 183

Central Nuclear de Almaraz II, C.B. 36% 201 208

Central Térmica de Anllares, C.B. 33% — —

Saltos del Navia, C.B 50% 18 19


5.1. Información adicional de inmovilizado material

Principales inversiones

El detalle de las inversiones materiales, sin considerar las rea-

lizadas en inversiones inmobiliarias, realizadas durante los

ejercicios 2013 y 2012 en las distintas áreas geográficas y ne-

gocios en que opera ENDESA es el siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

GeneraciónDistribución y Transporte Otros Total Generación

Distribución y Transporte Otros Total

España y Portugal 267 509 3 779 420 840 2 1.262

Latinoamérica 649 439 2 1.090 530 360 2 892

Total 916 948 5 1.869 950 1.200 4 2.154

En el Negocio en España y Portugal, las inversiones de ge-

neración del ejercicio 2013 se corresponden en su mayor

parte con inversiones realizadas sobre centrales que ya es-

taban en funcionamiento a 31 de diciembre de 2012. Por lo

que respecta a las inversiones de distribución, corresponden

a extensiones de la red, así como a inversiones destinadas a

optimizar el funcionamiento de la misma, con el fin de me-

jorar la eficiencia y el nivel de calidad del servicio. Asimismo,

incluyen la inversión en la instalación masiva de contadores

inteligentes de telegestión y los sistemas para su operación.

Por lo que respecta al Negocio en Latinoamérica, en el ejer-

cicio 2013 ha continuado el avance en la construcción de la

central hidráulica de El Quimbo en Colombia (400 mW) y del

proyecto térmico de Talara en Perú (183 mW) habiéndose

producido en este último la puesta en funcionamiento en el

segundo semestre del 2013.

Arrendamiento financiero

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el inmovilizado material

recoge 449 y 505 millones de euros, respectivamente, corres-

pondientes al valor neto contable de activos que son objeto

de contratos de arrendamiento financiero (véase Nota 18.1).

A 31 de diciembre de 2013, los pagos previstos y el valor ac-

tual de los pagos futuros derivados de dichos contratos son

los siguientes:

Millones de Euros

Año Valor Actual Pagos Previstos

2014 20 41

2015 35 54

2016 31 49

2017 y siguientes 359 530

A 31 de diciembre de 2012, los pagos previstos y el valor ac-

tual de los pagos futuros derivados de dichos contratos son

los siguientes:

Millones de Euros

Año Valor Actual Pagos Previstos

2013 20 41

2014 34 51

2015 34 50

2016 y siguientes 377 539

Con carácter general, aquellos contratos en los que se incluye

opción de compra, ésta coincide con el importe establecido

como última cuota.


Los activos objeto de arrendamiento financiero provienen

principalmente de:

• ENDESA Generación, S.A.u.: corresponde a un contrato de

«tolling» durante 25 años, del que restan 22 años, con Ele-

cgas, S.A. (sociedad participada en un 50% por la propia

ENDESA Generación, S.A.u. y consolidada por integración

proporcional) por el que Elecgas, S.A. pone a disposición de

ENDESA Generación, S.A.u. la totalidad de la capacidad

de producción de la planta y se compromete a transformar

el gas suministrado en energía eléctrica a cambio de un

peaje económico que devenga una tasa del 9,62%. Se con-

sidera que el 50% de la planta es un arrendamiento finan-

ciero para ENDESA por la parte del contrato de «tolling» que

corresponde al accionista de Elecgas, S.A. ajeno a ENDESA,

mientras que el otro 50% es un activo propiedad de ENDE-

SA a través de la consolidación del 50% de Elecgas, S.A.

• Empresa Nacional de Electricidad, S.A.: corresponde a un

contrato por Líneas e Instalaciones de Transmisión Eléctrica

(Ralco-Charrúa 2X220 kV), efectuado entre dicha empresa

y Abengoa Chile S.A. Dicho contrato tiene una duración de

20 años, del que restan 10 años, y devenga intereses a una

tasa anual de 6,5%.

• Edegel, S.A.A.: corresponde a contratos para financiar el

proyecto de conversión de la planta termoeléctrica a ciclo

combinado efectuado por la empresa y las Instituciones Fi-

nancieras Banco de Crédito del Perú y BBVA - Banco Conti-

nental. Dichos contratos tienen una duración de 8 años y

han devengado intereses a una tasa anual de Libor+2,5%

durante el ejercicio 2012. A 31 de diciembre de 2012 sólo

quedaba pendiente de ejercitar la opción de compra, la cual

fue ejercitada en 2013. Asimismo, la empresa cuenta con

un contrato, suscrito con Scotiabank, que financió la cons-

trucción de una nueva planta en ciclo abierto en la Central

Santa Rosa. El plazo de dicho contrato es de 9 años, del que

restan 3 años, y devenga intereses a una tasa anual de Li-

bor+1,75% durante los ejercicios 2013 y 2012.

• Empresa Eléctrica de Piura, S.A.: corresponde a un contrato

de arrendamiento financiero suscrito el 8 de julio de 2011

con el Banco de Crédito del Perú para financiar el proyecto

«Reserva fría de generación» (Talara) hasta un importe igual

a 110 millones de dólares estadounidenses (equivalente a

80 millones de euros). Dicho arrendamiento tiene un plazo

de 9 años a una tasa fija en dólares estadounidenses del

5,8% y las amortizaciones son trimestrales y se iniciaron

después de tres meses de la fecha de activación.

Arrendamiento operativo

Los Estados del Resultado Consolidados de los ejercicios 2013

y 2012 recogen 59 y 86 millones de euros (véase Nota 30),

respectivamente, correspondientes al devengo durante los ci-

tados ejercicios de los contratos de arrendamiento operativo

de activos materiales en explotación.

ENDESA tiene arrendado el inmueble en el que se encuentra

su sede social. Con fecha de 14 de febrero de 2013 han entra-

do en vigor las nuevas condiciones de renta y duración rene-

gociadas durante 2012, que suponen prorrogar por 10 años

adicionales el contrato existente (2013-2023). Asimismo, EN-

DESA actúa como arrendatario de diferentes inmuebles en

los que se encuentran ubicadas diversas oficinas cuyo venci-

miento oscila entre 1 y 9 años.

Por otra parte, ENDESA arrienda determinados equipos técni-

cos (entre otros, líneas y grupos electrógenos), cuyos contra-

tos tienen una duración aproximada de 2 años y cuya renova-

ción se negocia al vencimiento del contrato.

A 31 de diciembre de 2013, los pagos futuros derivados de

dichos contratos son los siguientes:

Millones de Euros

Año Importe

2014 50

2015 51

2016 36

2017 y siguientes 232

Total 369

A 31 de diciembre de 2012, los pagos futuros derivados de

dichos contratos son los siguientes:

Millones de Euros

Año Importe

2013 52

2014 46

2015 35

2016 y siguientes 249

Total 382


Medio Ambiente

En el año 2013 las inversiones de ENDESA en actividades de

medio ambiente han sido de 86 millones de euros (70 millo-

nes de euros en el ejercicio 2012), siendo la inversión acumu-

lada al cierre de 2013 igual a 1.380 millones de euros (1.325

millones de euros al cierre del 2012).

Por lo que respecta a los gastos medioambientales, éstos han

ascendido en 2013 a 130 millones de euros (142 millones de

euros en 2012), de los que 53 millones de euros correspon-

den a la dotación de amortizaciones de las inversiones antes

mencionadas (49 millones de euros en 2012).

Test de deterioro

Como resultado de los test de deterioro realizados se dotaron

provisiones en el ejercicio 2012 por importe de 152 millones

de euros. En el ejercicio 2013 se incluye una reversión por im-

porte de 2 millones de euros (véase Nota 31).

En 2012, las principales provisiones por este concepto fueron

las correspondientes a la Central Nuclear Santa maría de Ga-

roña por importe de 60 millones de euros como consecuencia

de la decisión tomada por el Consejo de Administración de

Nuclenor, S.A. el 28 de diciembre de 2012 de cesar la activi-

dad de dicha central ante el incremento de costes que supo-

ne la entrada en vigor de los impuestos recogidos en la Ley

15/2012, de 27 de diciembre (véase Nota 4.1), y a los activos

de la actividad de minería en España por importe de 66 millo-

nes de euros debido al aumento en los costes futuros sobre

los previstos anteriormente por las reducciones de las ayudas

del Gobierno para los planes de reestructuración de la mine-

ría.

Central Nuclear de Santa María de Garoña

Con fecha 5 de julio de 2013 el ministerio de Industria, Ener-

gía y Turismo dictó la orden que declara el cese definitivo de

la explotación de la Central Nuclear Santa maría de Garoña

con efectos del día siguiente, 6 de julio de 2013. Dicha orden

se ha dictado al amparo de la Ley 15/1980, de 22 de abril,

de Energía Nuclear y del Real Decreto 1836/1999, de 3 de

diciembre, que aprueba el Reglamento sobre Instalaciones

Nucleares y Radiactivas y en cumplimiento de la orden ITC

1785/2009, de 3 de julio, que otorgó la renovación de la ex-

plotación de la central hasta el 6 de julio de 2013, fecha en la

que debe cesar su explotación, aun cuando no existan razo-

nes de seguridad nuclear y protección radiológica que así lo

exijan, habiendo sido invocadas por la empresa titular de la

licencia de explotación razones exclusivamente económicas

para no solicitar la renovación de la autorización de explota-

ción en los términos establecidos en la orden IET1453/2012,

de 29 de junio.

La orden se dicta por estrictas razones de aplicación norma-

tiva, al haber cesado la vigencia de la autorización de explo-

tación que amparaba su funcionamiento, y al no haberse so-

licitado la renovación de la autorización de explotación por

razones exclusivamente económicas, sin que concurran en

ello razones de seguridad nuclear y/o protección radiológica.

Por otra parte, el Gobierno ha anunciado que ha aproba-

do, en la reunión del Consejo de ministros de fecha 21 de

febrero de 2014, un Real Decreto para la gestión responsa-

ble y segura del combustible nuclear gastado y los residuos

radioactivos que, entre otros aspectos, modifica el Regla-

mento sobre instalaciones nucleares y radiactivas, de 1999,

introduciendo la posibilidad de que, tras la declaración del

cese de actividad de una instalación nuclear, su titular pue-

da solicitar la renovación de la autorización de explotación,

salvo que existan razones de seguridad que lo impidan y

siempre que no haya transcurrido más de un año desde la

declaración del cese.

En consecuencia, la situación actual de la Central Nuclear

de Santa maría de Garoña, conforme a la orden de 5 de

julio de 2013 antes indicada, es la de cese definitivo de la

central desde el 6 de julio de 2013, pero, considerando la

modificación del Reglamento sobre Instalaciones Nuclea-

res y Radiactivas aprobada por el Consejo de ministros ce-

lebrado el 21 de febrero de 2014, dadas las circunstancias

en que se ha producido el cese de la actividad de dicha

central, expresamente reconocidas en la orden de cese,

ajenas a razones de seguridad nuclear y protección radio-

lógica y motivada exclusivamente por razones económicas,

su titular Nuclenor, S.A. dispondría de la posibilidad de so-

licitar una renovación de la autorización de explotación de

la central en el periodo de un año desde la fecha de decla-

ración del cese.


Central Térmica Bocamina II

Tal y como se menciona en la Nota 17.3, como consecuen-

cia de los cargos formulados por la Superintendencia de

medioambiente de la República de Chile contra Empresa Na-

cional de Electricidad, S.A debido a una serie de infracciones

a la Resolución Exenta Nº 206, desde el 17 de diciembre de

2013 la Central Térmica Bocamina II se encuentra paralizada

mientras se tramita el mencionado recurso de protección pre-

sentado contra la Sociedad.

Otra información

El detalle del inmovilizado material procedente de las princi-

pales áreas geográficas donde opera ENDESA es como sigue:

Millones de Euros



España 21.316 22.237

Chile 4.173 4.671

Colombia 3.502 3.747

Perú 1.743 1.950

Argentina 596 665

Brasil 517 615

otros 206 221

Total 32.053 34.106

Las sociedades de ENDESA mantenían a 31 de diciembre de

2013 y 2012 compromisos de adquisición de bienes de inmo-

vilizado material por importe de 762 y 827 millones de euros,

respectivamente.

Del importe total de compromisos de adquisición de bienes

de inmovilizado material a 31 de diciembre de 2013 y 2012,

5 y 8 millones de euros, respectivamente, correspondían a las

sociedades de control conjunto.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe del inmoviliza-

do material totalmente amortizado que se encuentra todavía

en uso no es significativo.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el importe de los activos

materiales en garantía de financiación de terceros asciende

a 479 y 530 millones de euros, respectivamente (véanse No-

tas 18.5 y 38.1).

ENDESA y las sociedades filiales tienen formalizadas pólizas

de seguros para cubrir los posibles riesgos a los que están

sujetos los diversos elementos de su inmovilizado material,

incluyendo en la citada cobertura todas las posibles recla-

maciones que se le puedan presentar por el ejercicio de su

actividad, entendiendo que dichas pólizas cubren de manera

suficiente los riesgos a los que están sometidos. Adicional-

mente, está cubierta la pérdida de beneficios que podría ocu-

rrir como consecuencia de una paralización de las instalacio-

nes. En el ejercicio 2013 se han reconocido indemnizaciones

de compañías de seguros por compensaciones de siniestros

por importe de 72 millones de euros (190 millones de euros

en 2012).


6. Inversiones inmobiliarias

La composición y movimientos de las inversiones inmobiliarias durante los ejercicios 2013 y 2012 han sido los siguientes:

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2012

Incorporación/Reducción

sociedades InversiónTraspaso

de InmueblesBajas

por VentasDiferencias

de Conversión Otros (*)Saldo a

31/12/2013

Inversiones Inmobiliarias en España y Portugal

14 — 3 — — — (2) 15

Inversiones Inmobiliarias en Latinoamérica

74 — 4 — (7) (9) — 62

Total 88 — 7 — (7) (9) (2) 77

(*) Incluye dotación de deterioro por importe de 1 millón de euros (véase Nota 31).

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2011


sociedades (**) InversiónTraspaso

de InmueblesBajas por

VentasDiferencias

de ConversiónOtros

(*) Saldo a

31/12/2012

Inversiones Inmobiliarias en España y Portugal

17 (11) 3 — — — 5 14

Inversiones Inmobiliarias en Latinoamérica

57 — 9 — (3) 3 8 74

Total 74 (11) 12 — (3) 3 13 88

(*) Incluye una reversión de deterioro por importe de 11 millones de euros (véase Nota 31).(**) Corresponde a la salida del perímetro de consolidación de Nueva marina Real Estate, S.L. (véase Nota 2.3.3).

El detalle de las inversiones inmobiliarias procedentes de

las principales áreas geográficas donde opera ENDESA es

como sigue:

Millones de Euros



Chile 62 74

España 15 14

Total 77 88

El valor de mercado a 31 de diciembre de 2013 de las inversio-

nes inmobiliarias se sitúa en 111 millones de euros (118 millo-

nes de euros a 31 de diciembre de 2012).

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, ninguna de las inversiones

inmobiliarias se encontraba totalmente amortizada ni exis-

tían restricciones para su realización.

Los importes registrados como gastos directos en el Estado

del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y

2012 relacionados con las inversiones inmobiliarias no son

significativos.

ENDESA tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los

posibles riesgos a que están sujetos los diversos elementos

de sus inversiones inmobiliarias, así como las posibles recla-

maciones que se le puedan presentar por el ejercicio de su

actividad, entendiendo que dichas pólizas cubren de manera

suficiente los riesgos a los que están sometidos.


7. Activo intangible

A continuación se presenta el detalle del activo intangible a 31 de diciembre de 2013 y 2012:

La composición y movimientos del activo intangible durante los ejercicios 2013 y 2012 han sido los siguientes:

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2012

Incorporación /Reducción Sociedades

Inversiones(Nota 7.2)

Amortización y Pérdidas por

Deterioro(*) Bajas

Traspasos y Otros


Saldo a 31/12/2013

Derechos Emisión Co2, CERs y ERus 397 — 186 (89) (293) — — 201

Aplicaciones Informáticas 411 — 112 (88) — (23) (10) 402

Concesiones 1.830 — 243 (181) — (38) (297) 1.557

otros 134 — 23 (13) — — (14) 130

Total 2.772 — 564 (371) (293) (61) (321) 2.290

(*) Incluye una dotación de pérdidas netas por deterioro por importe de 131 millones de euros (véase Nota 31).

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2011

Incorporación /Reducción Sociedades

Inversiones(Nota 7.2)

Amortización y Pérdidas por

Deterioro(*) Bajas

Traspasos y Otros


Saldo a 31/12/2012

Derechos Emisión Co2, CERs y ERus 369 — 891 (214) (662) 13 — 397

Aplicaciones Informáticas 410 — 136 (92) — (41) (2) 411

Concesiones 2.139 — 239 (129) (2) (211) (206) 1.830

otros 95 28 17 (20) (2) 11 5 134

Total 3.013 28 1.283 (455) (666) (228) (203) 2.772

(*) Incluye una dotación de pérdidas por deterioro por importe de 197 millones de euros (véase Nota 31).

Millones de Euros

31 de Diciembre de 2012

CosteAmortización

Acumulada

Pérdidas por

DeterioroValor Neto

Derechos Emisión Co2, CERs y ERus

695 — (298) 397

Aplicaciones Informáticas

1.305 (894) — 411

Concesiones 3.275 (1.444) (1) 1.830

otros 224 (92) 2 134

Total 5.499 (2.430) (297) 2.772

Millones de Euros

31 de Diciembre de 2013

CosteAmortización

Acumulada

Pérdidas por

DeterioroValor Neto

Derechos Emisión Co2, CERs y ERus

439 — (238) 201

Aplicaciones Informáticas

1.310 (908) — 402

Concesiones 2.973 (1.377) (39) 1.557

otros 226 (98) 2 130

Total 4.948 (2.383) (275) 2.290

Durante el ejercicio 2012 el regulador eléctrico brasileño mo-

dificó el periodo en el que retribuye las inversiones realizadas

en activos adscritos a las concesiones de distribución eléctri-

ca, lo que supuso en el ejercicio 2012 una disminución de 174

millones de euros en el valor del activo intangible registrado

por la concesión. Esta disminución se vio compensada por un

aumento similar en el epígrafe de «Activos Financieros no Co-

rrientes» (véase 10.2) ya que este cambio supondrá un mayor

importe recuperable como pago por las inversiones realiza-

das pendientes de amortizar al final del periodo de concesión.

De acuerdo con las estimaciones y proyecciones de las que

disponen los Administradores de la Sociedad Dominante, las

previsiones de los flujos de caja atribuibles a los activos intan-

gibles permiten recuperar el valor neto de estos activos regis-

trado a 31 de diciembre de 2013 y 2012.


7.1. Derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), Certified Emission Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs)

El importe registrado por derechos de emisión de dióxido de

carbono (Co2), Certified Emission Reductions (CERs) y Emission

Reductions Unit (ERus) a 31 de diciembre de 2012 incluía 189

millones de euros correspondientes a los derechos de emisión

de Co2 asignados de forma gratuita dentro de los Planes Na-

cionales de Asignación (PNAs) de cada uno de los países euro-

peos en que ENDESA opera. Estos derechos fueron entregados

en su totalidad durante el ejercicio 2013 para redimir emisio-

nes de Co2 realizadas durante 2012, por lo que el Estado de

Situación Financiera a 31 de diciembre de 2013 no incluye de-

rechos de emisión de Co2 asignados de forma gratuita.

La Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen

de comercio de derechos de emisión de gases de efecto in-

vernadero, fue modificada por la Ley 13/2010, de 5 de julio,

al efecto de transponer al ordenamiento jurídico español la

Directiva 2009/29/CE del Parlamento Europeo y del Consejo,

de 23 de abril de 2009, con el fin de revisar en profundidad el

régimen comunitario de comercio de derechos de emisión de

Co2 y regularlo para periodos posteriores al 31 de diciembre

de 2012. Con la nueva Ley 13/2010, de 5 de julio, a partir del

año 2013 han desaparecido los Planes Nacionales de Asigna-

ción (PNAs) adoptándose un enfoque comunitario tanto en

la determinación del volumen total de derechos de emisión

de Co2, como en la metodología para asignar dichos dere-

chos. En el caso concreto del sector eléctrico, la asignación de

derechos de emisión ya no será gratuita sino que se realizará

mediante la modalidad de subasta, que se llevará a cabo de

acuerdo a lo establecido en la normativa comunitaria.

A continuación se presenta el detalle de los derechos de emi-

sión de Co2 asignados a ENDESA con carácter gratuito duran-

te el ejercicio 2012:

Millones de Toneladas

2012

España 23,8

Portugal 1,7

Irlanda (*) 1,4

Total 26,9

(*) Por la participación en ENDESA Ireland Limited vendida en 2012 (véanse Notas 33 y 35).

En los ejercicios 2013 y 2012 se ha efectuado la redención de

las emisiones de Co2 de 2012 y 2011, respectivamente, que

han supuesto una baja de activo intangible por importe de

92 y 257 millones de euros, respectivamente (38,4 y 35,7 mi-

llones de toneladas, respectivamente).

A 31 de diciembre de 2013, la provisión por derechos a entregar

para cubrir estas emisiones incluida en el pasivo del Estado de

Situación Financiera Consolidado adjunto era igual a 137 millo-

nes de euros (223 millones de euros a 31 de diciembre 2012) y

correspondía a 29,8 millones de toneladas de Co2 (38,4 millones

de toneladas de Co2 a 31 de diciembre de 2012) (véase Nota 26).

7.2. Información adicional de activo intangible

Principales inversiones

El detalle de las inversiones de activos intangibles, excluyendo los derechos de emisión de Co2, Certified Emission Reductions

(CERs) y Emission Reductions Unit (ERus), realizadas durante los ejercicios 2013 y 2012 en las distintas áreas geográficas y nego-

cios en que opera ENDESA es el siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

GeneraciónDistribución y Transporte Otros Total Generación

Distribución y Transporte Otros Total

España y Portugal 38 28 29 95 39 30 33 102

Latinoamérica 25 254 4 283 29 255 6 290

Total 63 282 33 378 68 285 39 392


Las inversiones en el Negocio en Latinoamérica incluyen prin-

cipalmente las realizadas en la distribución en Brasil ya que,

como consecuencia de la CINIIF 12 ««Acuerdos de Concesión

de Servicios», dadas las características de la concesión los

activos asociados a las mismas, se consideran, en una parte,

activos intangibles y, en otra, financieros (véase Nota 10.2).

Otra información

El detalle del activo intangible procedente de las principales

áreas geográficas donde opera ENDESA es como sigue:

Millones de Euros



Brasil 1.464 1.748

España 606 791

Colombia 61 71

Chile 52 60

Perú 40 25

Argentina 4 5

otros 63 72

Total 2.290 2.772

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el importe de los com-

promisos totales para la adquisición en el futuro de de-

rechos de emisión de Co2, Certified Emission Reductions

(CERs) y Emission Reductions Unit (ERus) asciende a un

máximo de 59 y 122 millones de euros, respectivamente,

de acuerdo con los precios comprometidos, en el caso de

que la totalidad de los correspondientes proyectos finali-

zaran con éxito.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 existen compromisos de

adquisición de activos intangibles de distinta naturaleza a los

descritos en párrafos anteriores, por importe de 15 y 1 millón

de euros, respectivamente.

Ninguno de los compromisos de activos intangibles mencio-

nados anteriormente corresponden a sociedades de control

conjunto.

El 29 de febrero de 2012, ENDESA formalizó la compraventa

a Gas Natural SDG, S.A. de una cartera de aproximadamen-

te 224.000 clientes de gas y otros contratos asociados en la

Comunidad Autónoma de madrid. Esta operación se mate-

rializó mediante la compra del 100% y posterior fusión por

absorción con ENDESA Energía, S.A.u. y ENDESA Energía XXI,

S.L.u. de las participaciones sociales de las sociedades GEm

Suministro de Gas 3, S.L.u. y GEm Suministro de Gas Sur 3,

S.L.u. (véase Nota 2.3.1), titulares de la actividad de suminis-

tro de gas natural y electricidad de determinados distritos y

municipios de dicha Comunidad Autónoma. El importe de la

inversión ascendió a 34 millones de euros, que corresponde

prácticamente en su totalidad al valor de la cartera de los

clientes adquiridos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe del inmoviliza-

do intangible totalmente amortizado que se encuentra toda-

vía en uso no es significativo.


8. Fondo de comercio

A continuación se presenta el detalle del fondo de comercio por las distintas unidades Generadoras de Efectivo (uGEs) o grupos

de ellas a las que está asignado y el movimiento del mismo en los ejercicios 2013 y 2012:

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2012 Altas Bajas

Pérdidas por Deterioro(Nota 31)

Traspasos y Otros


Saldo a 31/12/2013

Filiales en Chile (Chile) 2.192 — — — — (287) 1.905

Companhia Energética do Ceará, S.A. (Brasil) 158 — — — — (27) 131

Ampla Energia e Serviços, S.A. (Brasil) 111 — — — — (19) 92

Edegel, S.A.A. (Perú) 114 — — — — (14) 100

Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. (Perú)

56 — — — — (7) 49

Hidroeléctrica El Chocón, S.A. (Argentina) 13 — — — — (4) 9

Empresa de Energía de Cundinamarca, S.A. E.S.P. (Colombia) 12 — — — — (2) 10

otros 20 — — — — (3) 17

Total (*) 2.676 — — — — (363) 2.313

(*) Incluye 79 millones de euros relativos al importe acumulado por pérdidas por deterioro de valor.

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2011 Altas Bajas

Pérdidas por Deterioro(Nota 31)

Traspasos y Otros


Saldo a 31/12/2012

Filiales en Chile (Chile) 2.092 — — — — 100 2.192

Companhia Energética do Ceará, S.A. (Brasil) 177 — — — — (19) 158

Ampla Energia e Serviços, S.A. (Brasil) 124 — — — — (13) 111

Edegel, S.A.A. (Perú) 110 — — — — 4 114

Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A.(Perú)

54 — — — — 2 56

Hidroeléctrica El Chocón, S.A. (Argentina) 16 — — — — (3) 13

ENDESA Carbono, S.L.u. (España) 14 — — (14) — — —

Empresa de Energía de Cundinamarca, S.A. E.S.P. (Colombia) 11 — — — — 1 12

otros 19 — — — — 1 20

TOTAL (*) 2.617 — — (14) — 73 2.676

(*) Incluye 79 millones de euros relativos al importe acumulado por pérdidas por deterioro de valor.

En los ejercicios 2013 y 2012 no ha surgido ningún fondo de comercio derivado de la toma de control de sociedades.


ENDESA ha llevado a cabo un análisis de sensibilidad de los resultados del test de deterioro, a través de variaciones de las hi-

pótesis consideradas en dicho cálculo en los cinco primeros años de proyección, de manera aislada, asumiendo los siguientes

incrementos o disminuciones de las hipótesis:

2013 2012

Aumento Disminución Aumento Disminución

Tasa de Descuento 50 p.b. — 50 p.b. —

Tasa de Crecimiento — 5% — 5%

Crecimiento de la Demanda — 5% — 5%

Costes de Combustibles:

Precio Petróleo Brent 5% — 5% —

Precio Carbón 5% — 5% —

margen de Contribución — 5% — 5%

Costes Fijos — 5% — 5%

Inversiones — 5% — 5%

Los resultados de estos análisis de sensibilidad indican que

ninguna modificación desfavorable para ENDESA de los va-

lores considerados en cada una de estas hipótesis individual-

mente consideradas en los términos indicados en el cuadro

anterior resultan en ningún deterioro de activos.

De acuerdo con las estimaciones y proyecciones de las que

disponen los Administradores de la Sociedad Dominante, las

previsiones de los flujos de caja atribuibles a las unidades Ge-

neradoras de Efectivo (uGEs) o Grupos de ellas a las que se

encuentran asignados los distintos fondos de comercio per-

miten recuperar el valor de cada uno de los fondos de comer-

cio registrados a 31 de diciembre de 2013 y 2012.


9. Inversiones contabilizadas por el método de participación y sociedades de control conjunto

9.1. Inversiones contabilizadas por el método de participación

A continuación se presenta un detalle de:

• Las principales sociedades participadas por ENDESA contabilizadas por el método de participación y los movimientos en las

mismas durante los ejercicios 2013 y 2012.

• Información a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de los Estados Financieros de las principales sociedades en las que ENDESA

ejerce una influencia significativa que han servido de base para la elaboración de estos Estados Financieros Consolidados.

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2012

Incorporación / Salida


o AumentosDesinversiones o Reducciones

Resultado por Método

Participación DividendosDiferencias

de ConversiónTraspasos

y OtrosSaldo a

31/12/2013

Enel Green Power España, S.L.

793 — — — 29 — — 3 825

Endesa Gas T&D, S.L. 33 — — (28) (6) — — 1 —

GNL Quintero, S.A. — — — — 7 (5) — 5 7

Electrogas, S.A. 14 — — — 6 (8) — 1 13

Elcogas, S.A. 3 — — — (7) — — 4 —

Tecnatom, S.A. 29 — — — 1 — — — 30

Ayesa Advanced Technologies, S.A.

6 — — — (1) (1) — — 4

otras 18 — — — — (4) — 10 24

Total 896 — — (28) 29 (18) — 24 903

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2011

Incorporación / Salida


o AumentosDesinversiones o Reducciones

Resultado por Método

Participación DividendosDiferencias


y OtrosSaldo a

31/12/2012


782 — — — 16 — — (5) 793

ENDESA Gas T&D, S.L. 30 — — — 11 — — (8) 33

GNL Quintero, S.A. — — — — 8 (4) — (4) —

Electrogas, S.A. 14 — — — 7 (6) — (1) 14

Elcogas, S.A. 2 — — — 8 — — (7) 3

Tecnatom, S.A. 25 — — — 4 — — — 29

Ayesa Advanced Technologies, S.A. (*)

5 — — — 1 — — — 6

otras 39 — — (20) 4 (3) — (2) 18

Total 897 — — (20) 59 (13) — (27) 896

(*) En el ejercicio 2012 Sadiel Tecnologías de la Información, S.A. cambió su denominación social, pasando a denominarse Ayesa Advanced Technologies, S.A.


Millones de Euros


% Participación

Activo no Corriente

Activo Corriente

Patrimonio Neto

Pasivo no Corriente

Pasivo Corriente Ingresos Gastos

Resultado del Ejercicio


40% 3.168 259 1.592 1.486 349 523 428 95

GNL Quintero, S.A. 20% 782 122 33 824 47 155 118 37

Electrogas, S.A. 42,5% 55 6 31 17 13 27 12 15

Elcogas, S.A. 40,99% 54 78 (10) 7 135 113 129 (16)

Tecnatom, S.A. 45% 69 69 66 33 39 100 98 2

Ayesa Advanced Technologies, S.A.

22% 9 48 22 4 31 66 68 (2)

Millones de Euros


% Participación

Activo no Corriente

Activo Corriente

Patrimonio Neto

Pasivo no Corriente




40% 3.207 365 1.499 1.529 544 496 415 81

ENDESA Gas T&D, S.L. 20% 1.406 140 171 1.236 139 189 134 55

GNL Quintero, S.A. 20% 857 114 — 927 44 166 124 42

Electrogas, S.A. 42,5% 61 4 34 19 12 30 14 16

Elcogas, S.A. 40,99% 95 72 6 11 150 172 153 19

Tecnatom, S.A. 45% 61 70 65 23 43 111 103 8

Ayesa Advanced Technologies, S.A. (*

22% 9 45 26 6 22 74 71 3

(*) En el ejercicio 2012 Sadiel Tecnologías de la Información, S.A. cambió su denominación social, pasando a denominarse Ayesa Advanced Technologies, S.A.

Los datos patrimoniales de las empresas en los ejercicios 2013

y 2012 corresponden a la información de las sociedades in-

dividuales, a excepción de Enel Green Power España, S.L. y

Tecnatom, S.A., que corresponden a sus Estados Financieros

Consolidados.

Con fecha 9 de diciembre de 2013, se ha producido la ven-

ta de la participación del 20% mantenida por ENDESA Gas,

S.A.u. sobre el capital social de ENDESA Gas T&D, S.L. a Augus-

ta Global Coöperative u.A. y Zaragoza International Coöpe-

rative u.A., fondos de infraestructuras gestionados por Gold-

man Sachs. La venta de esta participación ha llevado consigo

la cesión al comprador de los préstamos participativos que la

Sociedad tenía concedidos frente a ENDESA Gas T&D, S.L. por

importe total de 90 millones de euros (72 millones de euros

de principal y 18 millones de euros de intereses devengados

y no cobrados). El precio de venta de esta transacción ha as-

cendido a 130 millones de euros y ha generado una plusvalía

bruta de 12 millones de euros en el Estado del Resultado Con-

solidado de ENDESA (véase Nota 33).

Las magnitudes económico-financieras del resto de compa-

ñías en las que ENDESA ejerce una influencia significativa no

son relevantes.

La relación completa de las sociedades participadas en las

que ENDESA ejerce una influencia significativa se incluye en

el Anexo II de esta memoria «Sociedades Dependientes». Di-

chas sociedades no tienen precios de cotización públicos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, ENDESA no mantiene

pasivos contingentes relacionados con sociedades asociadas

por importe significativo.


9.2. Sociedades de control conjunto

A continuación se incluye información a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de los Estados Financieros de las principales socieda-

des en las que ENDESA posee control conjunto que se ha utilizado en el proceso de consolidación:

Millones de Euros


% Participación

Activo no Corriente

Activo Corriente

Patrimonio Neto

Pasivo no Corriente



Nuclenor, S.A. 50% 57 88 24 49 72 8 (14) 22

Tejo Energia - Produção e Distribução de Energia Eléctrica, S.A.

38,89% 445 136 150 337 94 202 175 27

Pegop - Energía Eléctrica, S.A.

50% — 11 5 — 6 23 18 5

Carbopego - Abastecimientos de Combustiveis, S.A.

50% — 7 6 — 1 68 68 —

Inversiones GasAtacama Holding, Ltda.

50% 408 243 502 61 88 270 218 52

Asociación Nuclear Ascó - Vandellós II, A.I.E.

85,41% 54 186 13 117 110 351 299 52

Energie Electrique de Tahaddart, S.A.

32% 143 41 93 60 31 58 38 20

Centrales Hidroeléctricas de Aysén, S.A.

51% 181 13 189 — 5 — 7 (7)

Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda.

50% 14 5 17 1 1 4 3 1

Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca, S.A. E.S.P.

49% 195 22 108 53 56 119 115 4

Enel Insurance, N.V. 50% 173 333 179 193 134 146 133 13

Elecgas, S.A. 50% 517 58 (22) 555 42 45 35 10


Millones de Euros


% Participación

Activo no Corriente

Activo Corriente

Patrimonio Neto

Pasivo no Corriente



Nuclenor, S.A. 50% 37 203 3 209 28 191 324 (133)

Tejo Energia - Produção e Distribução de Energia Eléctrica, S.A.

38,89% 494 147 133 394 114 238 253 (15)

Pegop - Energía Eléctrica, S.A.

50% — 11 5 — 6 24 19 5

Carbopego - Abastecimientos de Combustiveis, S.A.

50% — 9 8 — 1 114 113 1

Inversiones GasAtacama Holding, Ltda.

50% 444 174 473 68 77 200 141 59

Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, A.I.E.

85,41% 53 179 14 63 155 341 311 30

Energie Electrique de Tahaddart, S.A.

32% 156 37 91 76 26 58 39 19

Centrales Hidroeléctricas de Aysén, S.A.

51% 201 16 208 — 9 — 2 (2)

Transmisora Eléctrica de Quillota Ltda.

50% 16 5 18 2 1 4 3 1

Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca, S.A. E.S.P.

49% 199 37 126 59 51 127 116 11

Enel Insurance, N.V. (*) 50% 178 258 167 153 116 78 67 11

Elecgas, S.A. 50% 550 60 (70) 639 41 47 37 10

(*) Anteriormente denominada Enel.Re, N.V., cambió su denominación social durante el ejercicio 2012 a Enel Insurance, N.V.

Las magnitudes económico financieras del resto de compa-

ñías en las que ENDESA posee control conjunto no son rele-

vantes.

El detalle de los flujos de efectivo generados por las sociedades

de control conjunto durante los ejercicios anuales terminados

a 31 de diciembre de 2013 y 2012 se detalla a continuación:

Millones de Euros

2013 2012

Flujos Netos de efectivo de las Actividades de Explotación

74 197

Flujos Netos de efectivo de las Actividades de Inversión

4 (76)

Flujos Netos de efectivo de las Actividades de Financiación

(51) (59)

Variación del Tipo de Cambio en Efectivo y otros medios Líquidos

(4) (1)

VARIACIÓN DE EFECTIVo Y oTRoS mEDIoS LíQuIDoS

23 61

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA no ha incurrido

en ningún pasivo contingente significativo, salvo los indica-

dos en la Nota 17.3, en relación con sus participaciones en

sociedades de control conjunto.

La relación completa de las sociedades en las que ENDESA

posee control conjunto se incluyen en el Anexo I de esta me-

moria.


10. Activos financieros no corrientes

El detalle y los movimientos producidos durante los ejercicios 2013 y 2012 en el epígrafe «Activos Financieros no Corrientes» del

Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto han sido los siguientes:

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2012

Entradas o Dotaciones

Salidas, Bajas o Reducciones

Corrección de Valor contra

Patrimonio Neto (1)


Traspasos y Otros

Saldo a 31/12/2013

Préstamos y Partidas a Cobrar 1.241 1.704 (261) 24 (101) 3 2.610

Inversiones Disponibles para la Venta 654 83 - - (119) 58 676

Derivados 96 20 (21) 7 (3) (56) 43

Corrección de Valor por Deterioro (26) - 3 - - (3) (26)

Total 1.965 1.807 (279) 31 (223) 2 3.303

(1) Registrado en el epígrafe «Patrimonio Neto: otro Resultado Global» o «Patrimonio Neto: De los Intereses minoritarios», según corresponda.

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2011

Entradas o Dotaciones

Salidas, Bajas o Reducciones

Corrección de Valor contra

Patrimonio Neto (2)


Traspasos y Otros

Saldo a 31/12/2012

Préstamos y Partidas a Cobrar 1.651 223 (213) — (56) (364) 1.241

Inversiones Disponibles para la Venta 131 194 (60) 67 (58) 380 654

Derivados 71 5 (10) 23 9 (2) 96

Corrección de Valor por Deterioro (32) (9) 4 — — 11 (26)

Total 1.821 413 (279) 90 (105) 25 1.965

(2) Registrado en el epígrafe «Patrimonio Neto: otro Resultado Global» o «Patrimonio Neto: De los Intereses minoritarios», según corresponda.

El desglose de los activos financieros no corrientes por venci-

mientos es el siguiente:

Millones de Euros



Entre más de uno y Tres Años 448 247

Entre Tres y Cinco Años 382 122

más de Cinco Años 2.473 1.596

Total 3.303 1.965

10.1. Préstamos y partidas a cobrar

El detalle del saldo de préstamos y partidas a cobrar a 31 de

diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros



Financiación del Déficit de Ingresos de las Actividades Reguladas en España (Notas 4.1 y 13)

1.498 —

Fianzas y Depósitos 578 587

Créditos al mercado Eléctrico Mayorista Argentino

215 281

Créditos al Personal 36 39

Créditos a Empresas Asociadas y de Control Conjunto (Nota 37.2)

25 102

Activos por Planes de Prestación Definida (Nota 17.1)

20 —

Derivados no Financieros (Nota 20) 8 5

otros 230 227

Total 2.610 1.241


La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico re-

conoce la existencia de un déficit de tarifa por un importe

máximo de 3.600 millones de euros, del cual a ENDESA le

corresponde financiar un 44,16%, que generará el derecho a

su recuperación en los próximos 15 años, reconociéndose un

tipo de interés en condiciones equivalentes a las de mercado,

y que podrá ser objeto de cesión conforme al procedimiento

que se establezca reglamentariamente. Conforme a ello, a

31 de diciembre de 2013, el epígrafe de «Préstamos y Partidas

a Cobrar» recoge el saldo de dicha financiación que será recu-

perada a largo plazo por importe de 1.498 millones de euros

(véanse Notas 4.1 y 13). Esta financiación ha devengado du-

rante 2013 un tipo de interés del 2%.

El epígrafe de «Fianzas y Depósitos» incluye, fundamental-

mente, las fianzas y los depósitos recibidos de los clientes

en España en el momento de la contratación como garan-

tía del suministro eléctrico y que se encuentran, a su vez,

registrados en el epígrafe «otros Pasivos no Corrientes» del

Estado de Situación Financiera Consolidado (véase Nota

23) ya que han sido depositados en las Administraciones

Públicas competentes de acuerdo con la normativa vigen-

te en España. Asimismo, se incluyen las fianzas entregadas

como garantía ante determinados procesos judiciales en

Latinoamérica.

Los importes adeudados a las generadoras eléctricas por el

mercado Eléctrico mayorista Argentino (mEm), se encuen-

tran depositados en el Fondo Nacional de Inversión mercado

Eléctrico mayorista (FoNINVEmEN) y han sido utilizados para

la construcción de tres centrales de ciclo combinado, dos de

las cuales fueron concluidas en el ejercicio 2010, cuyos re-

tornos permitirán al mercado Eléctrico mayorista Argentino

(mEm) devolver las cuantías adeudadas en un plazo de 120

meses desde la fecha de entrada en operación de dichas cen-

trales. Estos créditos devengan intereses a una tasa anual en-

tre Libor+1% y Libor+5%.

La composición a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de los cré-

ditos concedidos a empresas asociadas y de control conjunto,

corrientes y no corrientes, y el desglose de acuerdo con sus

vencimientos, es el siguiente:

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2013(Nota 37.2)

Vencimiento Corriente 2014

(Nota 13)

Vencimiento no Corriente

2015 2016 2017 2018 Posterior Total

En Euros 25 — 8 — 11 1 5 25

En moneda Extranjera 11 11 — — — — — —

Total 36 11 8 — 11 1 5 25

Millones de Euros

Saldo a 31/12/2012 (Nota 37.2)

Vencimiento Corriente 2013

(Nota 13)

Vencimiento no Corriente

2014 2015 2016 2017 Posterior Total

En Euros 106 4 5 9 — — 88 102

En moneda Extranjera 10 10 — — — — — —

TOTAL 116 14 5 9 — — 88 102

El tipo de interés medio de estos créditos durante los ejerci-

cios 2013 y 2012 ha sido del 6,39% y del 7,7%, respectiva-

mente.

El valor de mercado de estos activos no difiere sustancialmen-

te del valor contabilizado.


10.2. Inversiones disponibles para la venta

El desglose de este epígrafe a 31 de diciembre de 2013 y 2012

es el siguiente:

Millones de Euros



Activos Financieros CINIIF 12 (Notas 3d.1 y 7)

618 594

Participaciones en otras Empresas 58 60

Total 676 654

Con fecha 11 de septiembre de 2012, el Gobierno de Bra-

sil emitió la Ley provisional N° 579. Esta Ley provisional,

que pasó a ser definitiva el 13 de enero de 2013 (Ley Fede-

ral 12.783/13), establece un parámetro de cálculo del valor

residual de las concesiones en general a ser utilizado en la

definición al final de las concesiones de Ampla Energia e Ser-

viços, S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A. La nueva

legislación establece, entre otros aspectos, que el Gobierno

de Brasil, en su calidad de concedente, utilizará el Valor de Re-

posición (VR) para efectuar el pago que le corresponde a las

empresas concesionarias, como concepto de indemnización,

por aquellos activos que no hayan sido amortizados al final

del periodo de concesión. Esta circunstancia generó una mo-

dificación en la valoración y clasificación de los valores previs-

tos a recuperar en las sociedades brasileñas, como concepto

de indemnización al final del periodo concesional. Hasta el

momento de emisión de esta Ley, estos derechos se registra-

ban como una cuenta por cobrar basada en el coste histórico

de la inversión, pasando a ser valorados en función de su Va-

lor de Reposición (VR) y clasificándose estos derechos como

inversiones disponibles para la venta. Según lo anteriormente

expuesto, a 31 de diciembre de 2012 se efectuó una nueva

estimación de los importes que Ampla Energia e Serviços S.A.

y Companhia Energética do Ceará, S.A. esperaban recibir al

final del periodo de la concesión, originándose el registro de

un mayor activo dentro del epígrafe «Activos Financieros CI-

NIIF 12» y de un ingreso financiero por importe de 180 millo-

nes de euros (véase Nota 32). La actualización de estos activos

financieros durante el ejercicio 2013 ha supuesto un ingreso

financiero de 83 millones de euros (véase Nota 32).

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 existen correcciones va-

lorativas sobre las inversiones disponibles para la venta por

importe de 23 y 22 millones de euros, respectivamente. El va-

lor individual del resto de las inversiones registradas en este

epígrafe no resulta significativo.

10.3. Clasificación de instrumentos financieros de activos no corrientes y corrientes por naturaleza y categoría

La clasificación de los instrumentos financieros de activo no corrientes y corrientes del Estado de Situación Financiera Conso-

lidado adjunto, excluyendo los registrados en el epígrafe de deudores comerciales y otras cuentas a cobrar, por naturaleza y

categoría a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros


Activos Financieros

Mantenidos para Negociar

Otros Activos Financieros a

VR con Cambios en PyG

Activos Financieros Disponibles

para la Venta

Préstamos y Partidas

a Cobrar

Inversiones Mantenidas

hasta el Vencimiento

Derivados de Cobertura TOTAL

Instrumentos de Patrimonio — — 35 — — — 35

Valores Representativos de Deuda — — — — — — —

Derivados (Nota 20) 2 — — — — 41 43

otros Activos Financieros — — 618 2.507 — — 3.125

No Corriente 2 — 653 2.507 — 41 3.203

Instrumentos de Patrimonio — — — — — — —


Derivados (Nota 20) — — — — — 39 39

otros Activos Financieros — 225 — 2.846 — — 3.071

Corriente — 225 — 2.846 — 39 3.110

Total 2 225 653 5.353 — 80 6.313


Millones de Euros


Activos Financieros





para la Venta


a Cobrar




Instrumentos de Patrimonio — — 38 — — — 38


Derivados (Nota 20) 4 — — — — 92 96

otros Activos Financieros — — 594 1.149 — — 1.743

No Corriente 4 — 632 1.149 — 92 1.877

Instrumentos de Patrimonio — — — — — — —


Derivados (Nota 20) — — — — — — —

otros Activos Financieros — — — 5.437 — — 5.437

Corriente — — — 5.437 — — 5.437

Total 4 — 632 6.586 — 92 7.314

10.4. Pérdidas y ganancias netas por categorías de activos financieros

El importe de las ganancias netas por categorías de los activos financieros, incluidos en el cuadro anterior, es como sigue:

Millones de Euros

2013

Activos Financieros





para la Venta


a Cobrar




(Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado

— — 147 62 — 47 256

(Pérdidas) / Ganancias en otro Resultado Global

— — (3) — — 21 18

Total — — 144 62 — 68 274

Millones de Euros

2012

Activos Financieros





para la Venta


a Cobrar




(Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado

— — 180 98 — 36 314

(Pérdidas) / Ganancias en otro Resultado Global

— — 67 — — 40 107

Total — — 247 98 — 76 421

10.5. Compromisos de inversiones financieras

A 31 de diciembre de 2013 y de 2012 ENDESA no tenía suscritos acuerdos que incluyeran compromisos de realizar inversiones

de carácter financiero por importe significativo, salvo la obligación de financiar el déficit de ingresos de las actividades regula-

das en España y el Bono Social (véase Nota 4.1).


11. Existencias

La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2013 y

2012 es la siguiente:

Millones de Euros



materias Energéticas: 936 1.129

Carbón 378 476

Combustible Nuclear 339 332

Fuel 129 169

Gas 90 152

otras Existencias 198 188

Corrección de Valor (8) (11)

Total 1.126 1.306

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA no tiene exis-

tencias por importe significativo pignoradas en garantía del

cumplimiento de deudas.

El importe de los compromisos de compra de materias ener-

géticas a 31 de diciembre de 2013 es de 25.532 millones de

euros (30.937 millones de euros a 31 de diciembre de 2012),

de los que 19 millones de euros corresponden a sociedades

en las que ENDESA posee control conjunto (24 millones de

euros a 31 de diciembre de 2012). una parte de estos com-

promisos corresponden a acuerdos que contienen cláusulas

«take or pay».

Los Administradores de la Sociedad consideran que ENDESA

podrá atender dichos compromisos, por lo que estima que no

se derivarán contingencias significativas por este motivo.

ENDESA tiene formalizadas pólizas de seguros para cubrir los

posibles riesgos a que están sujetos las existencias, enten-

diendo que dichas pólizas cubren de manera suficiente los

riesgos a los que están sometidas.


12. Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar



Millones de Euros



Clientes por Ventas y Prestaciones de Servicios

4.132 4.718

Activos por Impuestos: 641 669

Impuesto sobre Sociedades Corriente

422 477

Hacienda Pública Deudora por IVA 163 192

otros Impuestos 56 —


otros Deudores 709 540

Corrección de Valor (567) (559)

Total 5.031 5.474

Los saldos incluidos en este epígrafe, con carácter general, no

devengan intereses.

El periodo medio para el cobro a clientes es de 40 días en

2013 (28 días en el Negocio en España y Portugal, y 58 días

en el Negocio en Latinoamérica) y 30 días en 2012 (27 días en

el Negocio en España y Portugal, y 37 días en el Negocio

en Latinoamérica) por lo que el valor razonable no difiere de

forma significativa de su valor contable.

Durante los ejercicios 2013 y 2012 se han realizado opera-

ciones de «factoring» cuyos importes no vencidos a 31 de di-

ciembre de 2013 y 2012 ascienden a 668 y 694 millones de

euros, respectivamente.

No existen restricciones a la disposición de este tipo de dere-

chos de cobro de importe significativo.

No existe ningún cliente que individualmente mantenga sal-

dos significativos en relación con las ventas o cuentas a cobrar

totales de ENDESA.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el análisis de clientes por

ventas y prestación de servicios vencidos y no deteriorados es

el siguiente:

Millones de Euros



Con Antigüedad menor de Tres meses 407 485

Con Antigüedad entre Tres y Seis Meses

101 97

Con Antigüedad entre Seis y Doce Meses

77 75

Con Antigüedad mayor a Doce meses 280 202

Total (1) 865 859

(1) Incluye 214 millones de euros correspondientes a Administraciones Públicas españolas (178 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

El movimiento del epígrafe «Corrección de valor» durante los

ejercicios 2013 y 2012 se muestra a continuación:

Millones de Euros



Saldo Inicial 559 626

Dotaciones (Nota 31) 178 130

Aplicaciones (125) (185)

Traspasos y otros (45) (12)

Saldo Final 567 559

La práctica totalidad del importe de corrección de valor co-

rresponde a clientes por venta de energía eléctrica.


13. Activos financieros corrientes



Millones de Euros



Compensaciones por Sobrecostes de la Generación Extrapeninsular (Nota 4.1)

1.161 1.881

Inversiones Financieras Temporales 1.029 307

Financiación del Déficit de Ingresos de las Actividades Reguladas en España (Notas 4.1 y 10.1)

487 2.958

Derivados Financieros Corrientes (Nota 20)

39 —

Créditos al Personal 35 33

Créditos a Empresas Asociadas y de Control Conjunto (Notas 10.1 y 37.2)

11 14

otros Préstamos Corrientes 348 244

Total 3.110 5.437

En el ejercicio 2013 se han realizado cesiones de derechos de

crédito de déficit de tarifa de ENDESA al Fondo de Tituliza-

ción del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) por un importe

de 3.937 millones de euros (2.674 millones de euros en 2012)

(véase Nota 4.1).

A 31 de diciembre de 2013, y conforme a la Ley 24/2013, de

26 de diciembre, del Sector Eléctrico, el epígrafe de «Finan-

ciación del Déficit de Ingresos de las Actividades Reguladas

en España» recoge el saldo del déficit generado en el ejerci-

cio 2013 que será recuperado a corto plazo (véanse Notas

4.1 y 10.1).

El valor de mercado del derecho de cobro de déficit de las

actividades reguladas no difiere sustancialmente del valor

contabilizado y ha devengado durante el ejercicio 2013 un

tipo de interés del 2,00% (entre 1,50% y 2,00% en el ejerci-

cio 2012).

A 31 de diciembre de 2013, como consecuencia del Auto del

Tribunal Supremo de fecha 13 de noviembre de 2013 que

hace extensible a ENDESA y al resto de empresas generado-

ras en régimen ordinario la Sentencia dictada por dicho Tri-

bunal con fecha 7 de febrero de 2012 declarando la nulidad

de la asunción del coste del Bono Social por las sociedades

generadoras de electricidad, el epígrafe «otros Préstamos

Corrientes» recoge el derecho de cobro por importe de 102

millones de euros derivado de los costes incurridos de manera

indebida en relación con el Bono Social relativos al periodo

2009-2011, así como los intereses explícitos devengados con

base en la demora producida en el pago por parte de la Comi-

sión Nacional de los mercados y la Competencia (CNmC) por

importe de 11 millones de euros registrados en el epígrafe

«Ingresos por otros Activos Financieros» (véase Nota 32).

Las inversiones financieras temporales corresponden a impo-

siciones de tesorería que no reúnen las condiciones para cla-

sificarse como efectivo y otros medios líquidos equivalentes

por corresponder a instrumentos con vencimiento superior

a tres meses desde la fecha de adquisición. Estas inversiones

devengan un tipo de interés de mercado.


14. Efectivo y otros medios líquidos equivalentes



Millones de Euros




otros Equivalentes de Efectivo 3.273 961

Total 4.335 1.986

El detalle de este epígrafe por tipo de moneda a 31 de di-

ciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros



Euro 2.029 564

Peso Chileno 1.025 408

Peso Colombiano 478 507

Real Brasileño 346 311

Dólar Estadounidense 326 49

Nuevo Sol Peruano 94 97

otras monedas 37 50

Total 4.335 1.986

Las inversiones de tesorería a corto vencen en un plazo infe-

rior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan

tipos de interés de mercado para este tipo de imposiciones.

No existen restricciones por importes significativos a la dispo-

sición de efectivo.

A 31 de diciembre de 2013, el epígrafe «otros Equivalentes

de Efectivo» incluye 1.000 millones de euros colocados en

Enel Energy Europe, S.L.u. que fueron cancelados con fecha

2 de enero de 2014 con motivo del abono del dividendo a

cuenta de ENDESA (véase Nota 37).

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el detalle de las colocacio-

nes en deuda soberana que se incluyen en «otros Equivalen-

tes de Efectivo» es el siguiente:

Millones de Euros



Brasil 314 205

Total 314 205


15. Patrimonio neto

La composición del patrimonio neto de ENDESA a 31 de di-

ciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros



Total Patrimonio Neto de la Sociedad Dominante

20.521 20.653

Capital Social 1.271 1.271

Prima de Emisión 1.376 1.376

Reserva Legal 285 285

Reserva de Revalorización 1.714 1.714

Reservas no Distribuibles 106 106

Ajustes por Cambio de Valor (294) 629

Diferencias de Conversión (210) 676

Reserva por Revaluación de Activos y Pasivos

(84) (47)

Beneficio Retenido 17.651 15.272

Dividendo a Cuenta (1.588) —

Total Patrimonio Neto de los Intereses Minoritarios

6.248 5.716

Total Patrimonio Neto 26.769 26.369

15.1. Patrimonio neto: De la Sociedad Dominante

15.1.1. Capital social

A 31 de diciembre de 2013 el capital social de Endesa, S.A.

asciende a 1.270.502.540,40 euros y está representado

por 1.058.752.117 acciones de 1,2 euros de valor nomi-

nal totalmente suscritas y desembolsadas que se encuen-

tran en su totalidad admitidas a cotización en las Bolsas

Españolas. Esta cifra no ha sufrido ninguna variación en

los ejercicios 2013 y 2012. Asimismo, los títulos de Ende-

sa, S.A. se negocian en la Bolsa «off-Shore» de Santiago

de Chile.

Tanto a 31 de diciembre de 2013 como a 31 de diciembre

de 2012, el Grupo Enel posee a través de Enel Energy Euro-

pe, S.L.u. un 92,063% del capital de ENDESA, por lo que os-

tenta el control de ENDESA, sin que se haya producido ningu-

na variación a lo largo de los dos años.

15.1.2. Prima de emisión

El artículo 303 del Texto Refundido de la Ley de Sociedades

de Capital permite expresamente la utilización del saldo de la

prima de emisión para la ampliación de capital y no establece

restricción específica alguna en cuanto a la disponibilidad de

dicho saldo.

15.1.3. Reserva legal

De acuerdo con el artículo 274 del Texto Refundido de la Ley

de Sociedades de Capital, cada año debe destinarse el 10%

del beneficio del ejercicio a dotar la reserva legal hasta que

ésta alcance, al menos, el 20% del capital social.

La reserva legal podrá utilizarse para aumentar el capital en la

parte de su saldo que excede del 10% del capital ya aumenta-

do. Salvo para la finalidad mencionada anteriormente, y mien-

tras no supere el 20% del capital social, esta reserva sólo podrá

destinarse a la compensación de pérdidas y siempre que no

existan otras reservas disponibles suficientes para este fin.

La Sociedad Dominante tiene dotada en su totalidad la re-

serva legal.

15.1.4. Reserva de revalorización

El saldo del epígrafe «Reserva de Revalorización» se ha origi-

nado por la revalorización de activos practicada al amparo del

Real Decreto Ley 7/1996, de 7 de junio.

El saldo de esta reserva puede destinarse, sin devengo de

impuestos, a eliminar los resultados contables negativos que

puedan producirse en el futuro y a la ampliación del capital

social, así como a reservas de libre disposición, siempre que la

plusvalía monetaria haya sido realizada. Se entenderá realiza-

da la plusvalía en la parte correspondiente a la amortización

contablemente practicada o cuando los elementos patrimo-

niales actualizados hayan sido transmitidos o dados de baja

en los libros de contabilidad.


15.1.5. Reserva por revaluación de activos y pasivos

no realizados

El movimiento producido en esta reserva con motivo de las

correcciones valorativas de los activos financieros disponibles

para la venta y de los derivados y operaciones de financiación

designados como de cobertura de flujos de caja y sus aplica-

ciones a resultados es el siguiente:

Millones de Euros

31 de diciembre

de 2012

Variación en el

Valor de Mercado

Imputación a Resultados

31 de diciembre

de 2013

Por Valoración de Instrumentos Financieros (Nota 35)

67 (3) (64) —

Cobertura de Flujos de Caja

(94) (172) 195 (71)

Inversiones Contabilizadas por el método de Participación

(22) 9 1 (12)

Efecto Fiscal 2 46 (49) (1)

Total (47) (120) 83 (84)

Millones de Euros

31 de diciembre

de 2011

Variación en el

Valor de Mercado


31 de diciembre

de 2012

Por Valoración de Instrumentos Financieros (Nota 35)

— 67 — 67

Cobertura de Flujos de Caja

(93) (157) 156 (94)


(9) (9) (4) (22)

Efecto Fiscal 16 36 (50) 2

Total (86) (63) 102 (47)

15.1.6. Diferencias de conversión

El detalle por sociedades de las diferencias de conversión del

Estado de Situación Financiera Consolidado adjunto a 31 de

diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros



Codensa, S.A. E.S.P. 111 140

Emgesa, S.A. E.S.P. 105 142

Centrais Elétricas Cachoeira Dourada, S.A.

14 24

Central Geradora Termelétrica Fortaleza, S.A.

13 32

Companhia Energética do Ceará, S.A. 5 43

Compañía de Interconexión Energética, S.A.

2 25

Empresa Eléctrica Pehuenche, S.A. (3) 5

Chilectra, S.A. (17) 68

Empresa Distribuidora Sur, S.A. (43) (45)

Empresa Nacional de Electricidad, S.A. (63) 25

Ampla Energia e Serviços, S.A. (67) 21

Enersis, S.A. (308) (86)

otras Filiales en Chile 55 285

otros (14) (3)

Total (210) 676

15.1.7. Dividendo

El dividendo a cuenta del ejercicio 2013 aprobado por el Con-

sejo de Administración de Endesa, S.A. de fecha 17 de diciem-

bre de 2013 ascendió a 1,5 euros brutos por acción, lo que re-

presentó un importe total de 1.588 millones de euros y figura

minorando el patrimonio neto de la Sociedad Dominante a

31 de diciembre de 2013. Dicho dividendo a cuenta fue abo-

nado con fecha 2 de enero de 2014.

La Junta General de Accionistas de Endesa, S.A. celebrada el

22 de abril de 2013 aprobó no pagar dividendo alguno con

cargo al resultado del ejercicio 2012.


15.1.8. Gestión del capital

La gestión de capital de ENDESA está enfocada a mantener

una estructura financiera sólida que optimice el coste de capi-

tal y la disponibilidad de los recursos financieros, asegurando

la continuidad del negocio a largo plazo. Esta política de pru-

dencia financiera permite mantener una adecuada creación

de valor para el accionista a la vez que asegura la liquidez y la

solvencia de ENDESA.


como indicador de seguimiento de la situación financiera el

nivel de apalancamiento consolidado, considerando este ra-

tio como el cociente resultante de dividir la deuda financiera

neta entre el patrimonio neto, cuyo dato a 31 de diciembre

de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

Apalancamiento



Deuda Financiera Neta: 4.286 8.778

Deuda Financiera no Corriente (Nota 18.1)

7.551 9.886

Deuda Financiera Corriente (Nota 18.1)

1.152 974

Efectivo y otros medios Líquidos Equivalentes (Nota 14)

(4.335) (1.986)

Derivados Registrados en Activos Financieros (Notas 10, 13 y 20)

(82) (96)

Patrimonio Neto (Nota 15): 26.769 26.369

De la Sociedad Dominante 20.521 20.653

De los Intereses Minoritarios 6.248 5.716

Apalancamiento (%) (*) 16,0 33,3

(*) Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto.


que el rating asignado por las agencias de calificación credi-

ticia no refleja únicamente la situación financiera de ENDESA

ya que las tres agencias que realizan la evaluación de ENDESA

han declarado que el nivel de rating de ENDESA se ve afec-

tado no sólo por la situación de ENDESA sino también por la

calificación crediticia de Enel, dado el control que esta socie-

dad ejerce sobre ENDESA, de forma que el rating de ENDESA

no podría ser superior al de Enel aun en el caso de que su

estructura financiera lo permitiese.

De cualquier forma, los Administradores de la Sociedad Do-

minante consideran que el rating otorgado por las agencias

de calificación crediticia permitiría, en caso de ser necesario,

que la Sociedad Dominante pudiera acceder a los mercados

financieros en condiciones razonables.

A continuación se muestran los ratings a largo plazo asigna-

dos por las agencias de calificación crediticia a ENDESA a la

fecha de formulación de las Cuentas Anuales Consolidadas

correspondientes a los ejercicios anuales terminados a 31 de

diciembre de 2013 y 2012 los cuales corresponden a niveles

de «investment grade»:


Largo Plazo

Corto Plazo Perspectiva

LargoPlazo

Corto Plazo Perspectiva

Standard & Poor’s

BBB A-2 Estable BBB+ A-2 Negativa

moody’s Baa2 P-2 Negativa Baa2 P-2 Negativa

Fitch Ratings

BBB+ F2RevisiónNegativa

BBB+ F2 Negativa

15.1.9. Restricciones a la disposición de fondos y prenda

sobre acciones de las filiales

Ciertas sociedades de ENDESA cuentan con cláusulas inclui-

das en sus contratos financieros cuyo cumplimiento es requi-

sito para efectuar distribuciones de resultados a los accionis-

tas. A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe de los saldos

de deuda pendientes afectos a estas restricciones asciende a

518 y 583 millones de euros, respectivamente.

A 31 de diciembre de 2013 existían prendas sobre acciones

de algunas de las filiales de ENDESA por importe de 141

millones de euros como garantía para el cumplimiento deo-

bligaciones (154 millones de euros a 31 de diciembre de

2012).

15.1.10. Otra información

Determinados miembros de la Alta Dirección de ENDESA que

proceden de Enel son beneficiarios de algunos de los planes

de remuneración de Enel basados en el precio de la acción

de Enel.

El coste de estos planes es asumido por Enel sin realizar nin-

guna repercusión a ENDESA.


El resultado reconocido durante los ejercicios 2013 y 2012

por los planes de remuneración en acciones de Enel contra

el Patrimonio Neto ha ascendido a 7.475 euros y 610 euros,

respectivamente.

15.2. Patrimonio neto: De los Intereses Minoritarios

Ampliación de capital de Enersis, S.A.

Con fecha 20 de diciembre de 2012, la Junta Extraordinaria de

Accionistas de Enersis, S.A. aprobó un aumento de capital por

un total de 16.441.606.297 acciones a un precio de 173 pesos

chilenos por acción, que fue suscrito en su totalidad el pasa-

do 28 de marzo de 2013, por un importe total equivalente a

4.562 millones de euros, de los cuales 1.796 millones de euros

han correspondido a la aportación en efectivo de accionistas

minoritarios (1.724 millones de euros descontados los costes

asociados a la operación).

ENDESA suscribió la parte que le correspondía de la referida

ampliación de capital mediante la aportación del 100% del

capital social de Cono Sur Participaciones, S.L.u., sociedad

propietaria de sus participaciones directas en la región, a ex-

cepción de las participaciones en la propia Enersis, S.A. y en

Empresa Propietaria de la Red, S.A.

Como resultado de este aumento de capital, se ha produ-

cido un incremento de 1.724 millones de euros en el epí-

grafe «Patrimonio Neto» del Estado de Situación Financiera

Consolidado correspondiente al ejercicio anual terminado

el 31 de diciembre de 2013, de los cuales 545 millones de

euros corresponden a la Sociedad Dominante y 1.179 millo-

nes de euros a los Intereses Minoritarios. Esta distribución

se debe al impacto de la diferencia entre el valor asignado

en la ampliación de capital a la participación en Cono Sur

Participaciones, S.L.u. aportada por ENDESA y el valor de di-

cha participación en las Cuentas Consolidadas de ENDESA.

Con efectos 1 de julio de 2013, se ha producido la absorción

por parte de Inversiones Sudamérica Ltda de Cono Sur Par-

ticipaciones, S.L.u., procediéndose a la liquidación de esta

última. Posteriormente, con fecha 11 de octubre de 2013,

se procedió a la liquidación de Inversiones Sudamérica Ltda.

habiendo quedado todas las participaciones aportadas por

ENDESA a través de Cono Sur Participaciones, S.L.u. integra-

das directamente en Enersis, S.A. Estas operaciones no han

supuesto efecto alguno sobre los Estados Financieros Conso-

lidados de ENDESA.

Ampliación de capital de ENDESA Costanera, S.A.

Con fecha 5 de abril de 2013 la Asamblea de Accionistas de

ENDESA Costanera S.A. resolvió aumentar el capital social por

un importe de hasta 555 millones de pesos argentinos (equi-

valente a 76 millones de euros) y, en consecuencia, la emisión

de hasta un total de 555 millones de nuevas acciones ordina-

rias escriturales de un valor nominal de un peso argentino por

acción y con derecho a un voto por acción.

Esta operación de ampliación de capital culminó el 21 de no-

viembre de 2013, habiéndose incrementado la participación

de ENDESA desde un 69,76% a un 75,68%. La mencionada

ampliación de capital ha supuesto un incremento en el epí-

grafe de «Intereses minoritarios» por 17 millones de euros,

que corresponde a la aportación en efectivo que han realiza-

do los mismos.


16. Ingresos diferidos

El movimiento de este epígrafe del Estado de Situación Finan-

ciera Consolidado adjunto durante los ejercicios 2013 y 2012

ha sido el siguiente:

Millones de Euros

Subvenciones de Capital

Instalaciones Cedidas de

Clientes

Derechos de Emisión

(Notas 7.1 y 27.2) Total

Saldo a 1 de enero de 2012

364 3.750 15 4.129

Altas 27 430 157 614


(17) (117) (157) (291)

otros (2) — (4) (6)

Saldo a 31 de diciembre de 2012

372 4.063 11 4.446

Altas 16 277 — 293


(19) (133) — (152)

otros 3 3 (11) (5)


372 4.210 — 4.582

Dentro del epígrafe de «Subvenciones de Capital» se recono-

cen, principalmente, las ayudas recibidas al amparo de lo pre-

visto en los convenios de colaboración para la realización de

planes de mejora de la calidad del suministro eléctrico en la

red de distribución firmados, entre otros, con el ministerio de

Industria, Energía y Turismo y los organismos Públicos de las

Comunidades Autónomas para la construcción de instalacio-

nes de distribución eléctrica.

Dentro del epígrafe de «Instalaciones Cedidas de Clientes»

se reconocen, fundamentalmente, la valoración realizada

sobre las instalaciones de distribución cedidas por clientes

y los ingresos recibidos por terceros, distintos a organismos

oficiales, por derechos de acometidas y derechos de exten-

sión derivados de las instalaciones necesarias para hacer po-

sibles los nuevos suministros y efectuar extensiones de la red

de distribución existente, regulados hasta el ejercicio 2000

inclusive por el Real Decreto 2949/1982, de 15 de octubre,

por el que se dan Normas sobre acometidas eléctricas y se

aprueba el Reglamento correspondiente, y, desde el ejerci-

cio 2001, por el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre,

por el que se regulan las actividades de transporte, distribu-

ción, comercialización, suministro y procedimientos de au-

torización de instalaciones de energía eléctrica, compuestos

de aquellos ingresos por derechos de extensión y acome-

tidas que la empresa distribuidora está obligada a realizar

en función de la tensión y potencia solicitados, dentro del

límite establecido legalmente, y aquellos ingresos por dere-

chos de extensión y acometidas efectuados con cargo a las

aportaciones realizadas por el promotor.


17. Provisiones no corrientes

El desglose de este epígrafe en el Estado de Situación Finan-

ciera Consolidado adjunto a 31 de diciembre de 2013 y 2012

es el siguiente:

Millones de Euros



Provisiones para Pensiones y obligaciones Similares

1.141 1.144

Provisiones para Planes de Reestructuración de Plantilla

579 856

otras Provisiones no Corrientes 1.907 2.381

Total 3.627 4.381

7.1. Provisiones para pensiones y obligaciones similares

Los trabajadores de las empresas de ENDESA en España in-

cluidos en el Acuerdo Marco de 25 de octubre de 2000 son

partícipes del Plan de Pensiones de los Empleados de ENDESA.

La mayor parte lo son en régimen de aportación definida para

la contingencia de jubilación, y de prestación definida para las

contingencias de invalidez y fallecimiento en activo.

No obstante, existen dos grandes colectivos de trabajadores,

de número acotado en tanto que no puede haber nuevas in-

corporaciones, que no corresponden al modelo general, ante-

riormente indicado. Estos colectivos son:

• Trabajadores de Ordenanza Eléctrica de la antigua ENDE-

SA: Sistema de pensiones de prestación definida de jubila-

ción, invalidez y fallecimiento, tanto en la etapa activa como

pasiva. El carácter predeterminado de la prestación de jubi-

lación y su aseguramiento íntegro eliminan cualquier riesgo

respecto de la misma. Las restantes prestaciones están tam-

bién garantizadas mediante contratos de seguros. Así, salvo

en lo concerniente a la prestación de fallecimiento de jubila-

dos, el seguimiento de este sistema no es muy diferente del

que precisan los planes mixtos descritos anteriormente.

• Trabajadores del ámbito Fecsa / Enher / HidroEmpordá:

Plan de pensiones de prestación definida con crecimiento sala-

rial acotado con el índice de Precios de Consumo (IPC). En este

caso su tratamiento corresponde estrictamente al de un siste-

ma de prestación definida. Durante el ejercicio 2011 se con-

trató una póliza para asegurar la totalidad de las prestaciones

causadas, con el abono de una prima única, mediante la cual se

elimina cualquier obligación futura respecto de dicho colectivo.

Adicionalmente, existen obligaciones de prestación de deter-

minados beneficios sociales a los empleados durante el perio-

do de jubilación, principalmente relacionados con el suminis-

tro eléctrico. Estas obligaciones no se han externalizado y se

encuentran cubiertas con la correspondiente provisión interna.

Fuera de España, existen compromisos de prestación definida

de distinta naturaleza en Argentina, Brasil, Chile, y Colombia,

que están soportados también mediante las correspondientes

provisiones en fondo interno.

En Brasil, los empleados de ENDESA son partícipes de alguno

de los planes de pensiones promovidos por sus filiales. Actual-

mente los compromisos post-jubilación de prestación definida

de las filiales Ampla Energia e Serviços, S.A. y Companhia Ener-

gética do Ceará, S.A. son los de mayor cuantía pero su susti-

tución por planes de aportación definida para los nuevos em-

pleados provoca una progresiva disminución de los partícipes

de los primeros a favor de los segundos.

La administración de los planes de pensiones de ENDESA es

realizada de conformidad con los límites generales de gestión

y asunción de riesgos marcados en las respectivas legislaciones

aplicables en España, en virtud del artículo 69.3 del Real Decreto

304/2004, de 20 de febrero, por el que se aprueba el Reglamen-

to de Planes y Fondos de Pensiones. Asimismo, en Brasil según

lo dispuesto en la Ley 3.792/2009, las direcciones ejecutivas de

cada fundación aprueban anualmente una política de inversio-

nes con un horizonte de cuatro años dentro de los límites mar-

cados por la CmN/3792/09. De acuerdo con lo establecido en

dichas legislaciones, los órganos de gobierno de cada fondo tie-

nen aprobados documentos específicos para definir la gestión

de riesgos realizada. Actualmente los fondos promovidos por las

sociedades de ENDESA no asumen ningún riesgo específico sal-

vo los inherentes al tipo de inversiones que se realizan:

• Los riesgos de la inversión en renta variable se derivan de la in-

cidencia que pueda producirse por la volatilidad (variaciones)

del precio de dichos activos, que es superior al de la renta fija.

• Los riesgos de la inversión en instrumentos financieros deri-

vados se hallan en función del «apalancamiento» que conlle-

van, lo que les hace especialmente sensibles a las variaciones

de precio del subyacente (activo de referencia).

• La inversión en activos denominados en divisas distintas

al euro en los fondos en España conlleva un riesgo adicio-

nal derivado de las variaciones del tipo de cambio que se

controlará, hasta donde sea posible y para el caso de los


fondos de inversión o las Sociedades de Inversión de Capi-

tal Variable (SICAVs), limitando la inversión a monedas de

países miembros de la organización para la Cooperación

y el Desarrollo Económicos (oCDE), no invirtiendo más del

20% del patrimonio del fondo en monedas distintas al euro

sin cobertura del riesgo del tipo de cambio y, en todo caso,

mediante la gestión, por la entidad gestora, de la exposi-

ción a divisas, cabiendo incluso eventualmente recurrirse a

su cobertura total.

• Las inversiones en activos no negociados, al efectuarse en

mercados de liquidez limitada y menor eficiencia, presen-

tan riesgos de valoración derivados tanto de los métodos

que se utilicen como de la ausencia de precios de contraste

en el mercado.

Las hipótesis utilizadas para el cálculo del pasivo actuarial para

los compromisos de prestación definida no asegurados han

sido los siguientes a 31 de diciembre de 2013 y 2012:

España Chile Brasil Colombia Argentina (1) Perú

2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012

Tipo de Interés 3,61% 3,74% 5,40% 6,00%12,19%

9,80% 7,25% 8,00% 5,50% 5,50% 6,80% 5,55%

Tablas de Mortalidad

PERm/F 2000

PERm/F 2000

RV-2004 RV-2004 AT

2000AT 2000 RV 08 RV 08 RV 2004 RV 2004 RV 2004 RV 2004

Rendimiento Esperado de los Activos

3,61% 3,74% N/A N/A 12,19% 9,98% N/A N/A N/A N/A N/A N/A

Revisión Salarial 2,30% 2,30% 3,0% 3,0% 5,50% 7,6% 3,0% 3,5% — — 3,0% 3,0%

(1) Datos en términos reales.

El tipo de interés para descontar los compromisos en España se

toma de una curva construida con los rendimientos de las emi-

siones de bonos corporativos de calificación crediticia «AA» con

base en el plazo de pago estimado de las obligaciones deriva-

das de cada compromiso. Por otro lado, en los países latinoame-

ricanos se toma una curva construida con los rendimientos de

las emisiones, en términos generales, de bonos soberanos y de

acuerdo al plazo de pago estimado de las obligaciones derivadas

de cada compromiso.

A continuación se presenta el saldo registrado en el Estado

de Situación Financiera Consolidado como consecuencia de

la diferencia entre el pasivo actuarial por los compromisos de

prestación definida y el valor de mercado de los activos afectos:

Millones de Euros

2013 2012

Pasivo Actuarial 2.234 2.404

Activos Afectos (1.171) (1.307)

Diferencia 1.063 1.097

Limitación del Superávit por Aplicación de CINIIF 14 y párrafo 57 (b) de la NIC 19

58 47

Saldo Contable del Déficit por Pasivo Actuarial

1.121 1.144

Los importes registrados en el Estado de Situación Financiera

Consolidado adjunto a 31 de diciembre de 2013 y 2012 son

como sigue:

Millones de Euros

2013 2012

Provisiones por Pensiones y obligaciones Similares no Corrientes

1.141 1.144

Préstamos y Partidas a Cobrar (Nota 10.1)

(20) —

Saldo Contable del Déficit por Pasivo Actuarial

1.121 1.144


A continuación se presenta la información sobre los pasivos

actuariales netos para los compromisos de prestación defini-

da por localización geográfica a 31 de diciembre de 2013 y

2012 y su variación en ambos ejercicios:

Millones de Euros

2013

España Chile Brasil Colombia Argentina Total

Pasivo Actuarial Neto Inicial 727 64 209 136 8 1.144

Coste Neto por Intereses (Nota 32) 28 3 18 10 — 59

Costes de los Servicios en el Periodo 16 2 2 — — 20

Beneficios Pagados en el Periodo — — — — — —

Aportaciones del Periodo (41) (6) (24) (16) (1) (88)

otros movimientos 19 — — — — 19

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Demográficas

— — — — — —

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras 31 3 (158) 2 — (122)

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencia 35 2 1 2 5 45

Rendimiento Actuarial de los Activos del Plan Excluyendo Intereses (30) — 115 — — 85

Cambios del Límite del Activo — — 7 — — 7

Diferencias de Conversión — (9) (20) (17) (2) (48)

Cambios en el Perímetro de Consolidación — — — — — —

Pasivo Actuarial Neto Final 785 59 150 117 10 1.121

Millones de Euros

2012


Pasivo Actuarial Neto Inicial 586 53 207 123 8 977

Coste Neto por Intereses (Nota 32) 23 3 17 12 — 55


Beneficios Pagados en el Periodo — — — — — —

Aportaciones del Periodo (35) (5) (24) (18) (1) (83)

otros movimientos — — 2 — — 2

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras 183 2 81 6 — 272

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencia (34) 5 34 5 1 11

Rendimiento Actuarial de los Activos del Plan Excluyendo Intereses (16) — (137) — — (153)

Cambios del Límite del Activo — — 47 — — 47

Diferencias de Conversión — 4 (19) 8 — (7)

Cambios en el Perímetro de Consolidación 9 — — — — 9

Pasivo Actuarial Neto Final 727 64 209 136 8 1.144


A continuación se detalla la información sobre los pasivos

actuariales para los compromisos de prestación definida por

localización geográfica a 31 de diciembre de 2013 y 2012 y su

variación en ambos ejercicios:

Millones de Euros

2013


Pasivo Actuarial Inicial 1.407 64 789 136 8 2.404

Gastos Financieros 54 3 71 10 — 138


Beneficios Pagados en el Periodo (51) (6) (50) (16) (1) (124)

otros movimientos 19 — — — — 19

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Demográficas

— — — — — —

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras 31 3 (158) 2 — (122)

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencias 35 2 1 2 5 45

Diferencias de Conversión — (9) (118) (17) (2) (146)

Cambios en el Perímetro de Consolidación — — — — — —

Pasivo Actuarial Final 1.511 59 537 117 10 2.234

Millones de Euros

2012


Pasivo Actuarial Inicial 1.237 53 736 123 8 2.157

Gastos Financieros 55 3 72 12 — 142



otros movimientos — 1 1 — — 2

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Cambios en Hipótesis Financieras 183 2 81 6 — 272

Pérdidas (Ganancias) Actuariales por Experiencia (34) 5 34 5 2 12

Diferencias de Conversión — 3 (86) 8 (1) (76)

Cambios en el Perímetro de Consolidación 9 — — — — 9

Pasivo Actuarial Final 1.407 64 789 136 8 2.404


Los cambios en el valor de mercado de los activos afectos de

cada grupo de planes por localización geográfica durante los

ejercicios 2013 y 2012 son los siguientes:

Millones de Euros

2013


Valor de Mercado Inicial 680 — 627 — — 1.307

Rendimiento Esperado 26 — 57 — — 83

Aportaciones del Periodo 41 6 24 16 1 88


(Pérdidas) Ganancias Actuariales 30 — (115) — — (85)

Diferencias de Conversión — — (98) — — (98)

Valor de Mercado Final 726 — 445 — — 1.171

Millones de Euros

2012


Valor de Mercado Inicial 650 — 530 — — 1.180

Rendimiento Esperado 32 — 55 — — 87

Aportaciones del Periodo 35 5 24 18 1 83


(Pérdidas) Ganancias Actuariales 17 — 136 — — 153

Diferencias de Conversión — — (68) — — (68)

Valor de Mercado Final 680 — 627 — — 1.307

Las principales categorías de los activos de los planes de pres-

tación definida, en términos porcentuales sobre el total de

activos, durante los ejercicios 2013 y 2012 son los siguientes:

Porcentaje (%)

2013 2012

Acciones 23 19

Activos de Renta Fija 66 72

Inversiones Inmobiliarias y otros 11 9

Total 100 100

El detalle del valor razonable de los activos de renta fija por

área geográfica es como sigue:

Millones de Euros



Brasil 308 373

España 300 363

Italia 65 79

Francia 23 28

Holanda 16 19

Gran Bretaña 13 16

Estados Unidos 11 14

Alemania 9 11

Luxemburgo 6 8

Bélgica 6 7

otros 19 23

Total 776 941


Los activos afectos a los planes de prestación definida a 31 de

diciembre de 2013 incluyen acciones y bonos de sociedades

de ENDESA por importe de 6 millones de euros (7 millones de

euros a 31 de diciembre de 2012), cuentas a cobrar a ENDE-

SA transmisibles surgidas por los Planes de Reequilibrio por

importe de 5 millones de euros (12 millones de euros a 31 de

diciembre de 2012) e inmuebles utilizados por las filiales de

ENDESA en Brasil por importe de 46 millones de euros (25 mi-

llones de euros a 31 de diciembre de 2012).

Las acciones y los activos de renta fija tienen precios cotiza-

dos en los mercados activos. La rentabilidad esperada de los

activos afectos se ha estimado teniendo en cuenta las previ-

siones de los principales mercados financieros de renta fija y

variable, y asumiendo que las categorías de activos tendrán

una ponderación similar a la del ejercicio anterior. La rentabi-

lidad media real del ejercicio 2013 ha sido del 9,26% positiva

en España y del 5,59% negativa en el resto de países (8,84%

positiva en España y 18,89% positiva en el resto de países en

el ejercicio 2012).

Actualmente no se está siguiendo ninguna estrategia de co-

rrelación entre activos-pasivos, la estrategia de inversión y la

gestión del riesgo es única para todos los partícipes del plan.

La duración media ponderada, calculada mediante los flujos

probables del compromiso, es de 15,3 años.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el valor de los activos afec-

tos a los planes de prestación definida colocados en deuda

soberana es el siguiente:

Millones de Euros



Brasil 308 470

España 204 420

Italia 35 22

Alemania 7 4

Francia 6 4

Bélgica 4 3

Holanda 4 7

Resto 14 11

Total 582 941

Los importes registrados en el Estado del Resultado Consoli-

dado adjunto por las obligaciones de pensiones de prestación

definida por localización geográfica han sido los siguientes:

Millones de Euros

2013 2012

Coste Corriente del Ejercicio (Nota 29) (11) (6)

Costes Financieros Netos (Nota 32) (59) (64)

Ingresos Financieros Netos (Nota 32) — 9

Total (70) (61)

El coste corriente del ejercicio imputado en el Estado del Resul-

tado Consolidado adjunto no incluye 9 millones de euros en

2013 y 8 millones de euros en 2012 (véase Nota 29) del coste

corriente del ejercicio correspondiente a personal prejubilado

que estaba registrado previamente como provisión en el epí-

grafe «Provisión por Reestructuración de Plantilla» y que ha sido

traspasado durante el ejercicio a las obligaciones por pensiones.

Conforme a la mejor estimación disponible, las aportaciones

previstas para atender los planes de prestación definida en

el ejercicio 2014 ascenderán aproximadamente a 86 millones

de euros.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, la sensibilidad del valor

del pasivo actuarial por pensiones ante fluctuaciones de 50

puntos básicos en las principales hipótesis actuariales es la

siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

HipótesisAumento

50 p.b.Disminución

50 p.b.Aumento

50 p.b.Disminución

50 p.b.

Tipo de Interés (144) 162 (171) 157

índice de Precios de Consumo (IPC) (*)

71 (71) 77 (70)

(*) Referencia de porcentaje para la estimación del incremento salarial.

Las aportaciones realizadas a los planes de aportación defini-

da se registran en el epígrafe «Gastos de Personal» del Estado

del Resultado Consolidado adjunto. Los importes registrados

por este concepto en los ejercicios 2013 y 2012 han ascendi-

do a 47 y 54 millones de euros, respectivamente (véase Nota

29). Adicionalmente, se han aportado 42 y 41 millones de eu-

ros en 2013 y 2012, respectivamente, que estaban incluidos

previamente en el epígrafe de «Provisiones para Planes de Re-

estructuración de Plantilla».


17.2. Provisiones para planes de reestructuración de plantilla

Las obligaciones recogidas en el Estado de Situación Finan-

ciera Consolidado adjunto en concepto de provisiones para

planes de reestructuración de plantilla surgen como conse-

cuencia de acuerdos de carácter colectivo o individual suscri-

tos con los trabajadores de ENDESA en los que se establece

el compromiso por parte de la empresa de proporcionar un

régimen complementario al otorgado por el sistema público

para la situación de cese de la relación laboral por acuerdo

entre las partes.

El movimiento del epígrafe «otras Provisiones no Corrientes:

Planes de Reestructuración de Plantilla» del pasivo del Estado

de Situación Financiera Consolidado adjunto durante los ejer-

cicios 2013 y 2012 se muestra a continuación:

Millones de Euros

2013 2012

Saldo Inicial 856 1.044

Dotaciones con Cargo al Estado del Resultado del Ejercicio:

(62) 75

Gastos de Personal (Nota 29) (64) (30)

Resultados Financieros (Nota 32) 2 105

Traspasos a Corto Plazo y otros (215) (263)

Saldo Final 579 856

Adicionalmente, el epígrafe «Provisiones Corrientes» del Es-

tado de Situación Financiera Consolidado adjunto a 31 de

diciembre de 2013 incluye 323 millones de euros corres-

pondientes a provisiones para planes de reestructuración de

plantilla cuyo pago está previsto en el ejercicio 2014 (405 mi-

llones de euros a 31 de diciembre de 2012) (véase Nota 26).

Estos pasivos corresponden prácticamente en su totalidad a

los expedientes de regulación de empleo firmados por las so-

ciedades de ENDESA en España.

A 31 de diciembre de 2013 existen principalmente tres tipos

de planes vigentes:

• Expedientes de regulación de empleo aprobados en las

antiguas empresas con anterioridad al proceso de reor-

denación societaria de 1999: Para estos expedientes de

regulación de empleo ha finalizado el plazo para que los

empleados puedan acogerse por lo que la obligación co-

rresponde prácticamente en su totalidad a empleados que

ya han causado baja en la compañía. El colectivo considera-

do en la valoración es de 1.281 personas (1.654 personas a

31 de diciembre de 2012).

• Plan voluntario de salidas aprobado en 2000: El Plan

afecta a los trabajadores con diez o más años de antigüe-

dad reconocida en el conjunto de empresas afectadas a 31

de diciembre de 2005.

Los trabajadores mayores de 50 años, a 31 de diciembre de

2005, tienen derecho a acogerse a un plan de prejubilación

a los 60 años, pudiendo incorporarse al mismo desde la fe-

cha en que cumplen los 50 años hasta los 60 años con el

mutuo acuerdo del trabajador y la empresa.

El colectivo total considerado en la valoración es de

2.261 personas, de las cuales 1.978 se encuentran actual-

mente en situación de prejubilación (2.744 personas y 2.266

personas, respectivamente, a 31 de diciembre de 2012).

La aplicación del Plan para trabajadores menores de cin-

cuenta años, a 31 diciembre de 2005, requiere solicitud es-

crita del trabajador y aceptación de la empresa.

Las condiciones aplicables a los trabajadores menores de

50 años afectados por el Plan voluntario del año 2000 con-

sisten en una indemnización de 45 días de salario por año

de servicio más una cantidad adicional de 1 o 2 anualidades

en función de la edad a 31 de diciembre de 2005.

• Planes Mineros 2006-2012: Los trabajadores tienen de-

recho a acogerse al cumplir cincuenta y dos años de edad

física o equivalente durante el periodo 2006-2012, siem-

pre y cuando reúnan a esa fecha al menos tres años de an-

tigüedad y ocho años en puesto con coeficiente reductor.

La adhesión al Plan se realiza de mutuo acuerdo entre el

trabajador y la empresa.

El colectivo total considerado en la valoración es de

897 personas, de las cuales 868 se encuentran actualmente

en situación de prejubilación (896 personas y 782 personas,

respectivamente, a 31 de diciembre de 2012).


Las condiciones económicas aplicables a los trabajadores

que se acojan a dichos planes de prejubilación son básica-

mente, las siguientes:

— La empresa garantiza al empleado, desde el momen-

to de la extinción de su contrato y hasta la primera fe-

cha de jubilación posible posterior a la finalización de

las prestaciones contributivas por desempleo y, como

máximo, hasta el momento en el que el afectado que

cumpliendo la edad de jubilación cause el derecho, una

indemnización en pagos periódicos en función de su úl-

tima retribución anual, revisable en función del índice

de Precios de Consumo (IPC).

— De las cuantías resultantes se deducen las prestacio-

nes y subsidios derivados de la situación de desem-

pleo como cualesquiera otras ayudas oficiales a la

prejubilación que se perciban con anterioridad a la

situación de jubilado.

Las hipótesis utilizadas para el cálculo actuarial de las obliga-

ciones por estos expedientes de regulación de empleo son las

siguientes:

2013 2012

Tipo de Interés 1,72% 1,22%

índice de Precios de Consumo (IPC) 2,3% 2,3%

Tablas de mortalidad PERm/F 2000 PERm/F 2000

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, la sensibilidad del valor

del pasivo actuarial por planes de reestructuración ante fluc-

tuaciones de 50 puntos básicos en las principales hipótesis

actuariales es la siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

HipótesisAumento

50 p.b.Disminución

50 p.b.Aumento

50 p.b.Disminución

50 p.b.

Tipo de Interés (23) 25 (34) 37

índice de Precios de Consumo (IPC) (*)

8 (8) 15 (16)

(*) Referencia de porcentaje para la estimación del incremento salarial.

17.3. Otras provisiones

El movimiento y composición de este epígrafe del Estado de

Situación Financiera Consolidado adjunto durante los ejer-

cicios 2013 y 2012 se muestra a continuación:

Millones de Euros

Provisiones para Litigios,

Indemnizaciones y otras

Obligaciones Legales o

Contractuales

Provisiones por Costes de

Cierre de las Instalaciones Total


1.051 1.330 2.381

Dotaciones Netas con cargo al Estado del Resultado del Ejercicio

224 (10) 214

Dotaciones Netas con Cargo a Inmovilizado

— (373) (373)

Pagos (97) (17) (114)

Diferencias de Conversión (50) (5) (55)

Traspasos y otros 7 (153) (146)


1.135 772 1.907

Millones de Euros

Provisiones para Litigios,

Indemnizaciones y otras

Obligaciones Legales o

Contractuales

Provisiones por Costes de

Cierre de las Instalaciones Total


1.398 686 2.084

Dotaciones Netas con cargo al Estado del Resultado del Ejercicio

(130) — (130)

Dotaciones Netas con Cargo a Inmovilizado

— 657 657

Pagos (58) (14) (72)

Diferencias de Conversión (28) 1 (27)

Traspasos y otros (131) — (131)


1.051 1.330 2.381

El detalle de las provisiones por costes de cierre de las insta-

laciones por tipo de instalación es como sigue:

Millones de Euros



Centrales Nucleares (Notas 3a y 5) 500 1.028

otras Centrales 100 114

Desmantelamiento de Contadores 84 91

Cierre Explotaciones mineras 88 97

Total 772 1.330


A 31 de diciembre de 2012, la provisión por desmantelamien-

to de las centrales nucleares recogía, entre otros, el cargo

efectuado en el inmovilizado de acuerdo a la Ley 15/2012,

de 27 de diciembre (véanse Notas 3a y 4.1), en concepto del

impuesto sobre el combustible nuclear gastado y residuos ra-

dioactivos resultantes de la generación de energía nucleoeléc-

trica al que la Sociedad deberá hacer frente. En el ejercicio

2013, como consecuencia de las modificaciones introducidas

en la Ley 16/2013, de 29 de octubre, en relación al impuesto

sobre el combustible nuclear gastado y residuos radioactivos

resultantes de la generación de energía nucleoeléctrica, que

modifica la base imponible en los supuestos de cese definitivo

de la explotación, se ha reestimado el importe de la provisión

por desmantelamiento de las centrales nucleares por la parte

del combustible nuclear gastado, con abono al Inmovilizado

material (véase Nota 5).

Litigios y arbitrajes


dadas los principales litigios o arbitrajes en los que se hallan

incursas las sociedades de ENDESA son los siguientes:

• Existen tres procedimientos judiciales en curso contra EN-

DESA Distribución Eléctrica, S.L.u. por incendios forestales

en Cataluña de los que pudiera resultar la obligación de

atender diversas reclamaciones por daños y perjuicios por

importe superior a 42 millones de euros. Por otra parte, la

Generalitat de Cataluña impuso una sanción de 10 millones

de euros en expediente sancionador a dicha sociedad por

los incidentes en el suministro producidos en la ciudad de

Barcelona el 23 de julio de 2007. Dicha sanción ha sido con-

firmada con fecha 3 de septiembre de 2012 por sentencia

del Tribunal Superior de Justicia (TSJ) de Cataluña, que ha

sido recurrida en casación ante el Tribunal Supremo el 16 de

noviembre de 2012.

• El 8 de mayo de 2008 se dictó sentencia en el recurso de

casación interpuesto por Endesa, S.A. ante el Tribunal Supre-

mo contra sentencia de la Audiencia Nacional por la que se

anuló la orden de 29 de octubre de 2002, reguladora de los

Costes de Transición a la Competencia (CTC) correspondien-

tes al año 2001, dictada en recurso contencioso-adminis-

trativo 825/2002 interpuesto por Iberdrola, S.A. El Tribunal

Supremo desestima la pretensión de Endesa, S.A. de que se

casase la sentencia de la Audiencia Nacional. Se estima que

su ejecución no debería tener un efecto económico signifi-

cativo para Endesa, S.A.

• En el mes de enero de 2009 se interpuso por parte de Josel, S.L.

contra ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.u. demanda de

resolución contractual por la venta de determinados in-

muebles, como consecuencia de modificaciones en la cali-

ficación urbanística de los mismos, en la que se reclamaba

la devolución de 85 millones de euros más intereses. El 9 de

mayo de 2011 se dictó sentencia en primera instancia por

la que se declaraba resuelto el contrato, lo que obligaba a la

restitución de las prestaciones, y se condenaba a ENDESA

Distribución Eléctrica, S.L.u. a devolver el precio de la venta

más intereses, gastos e impuestos. El 20 de mayo de 2011

ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.u. presentó recurso de

apelación ante la Audiencia Provincial de Palma de mallor-

ca, el cual ha sido estimado por sentencia en 2012, si bien

el demandante ha interpuesto recurso de casación ante el

Tribunal Supremo, que ha sido admitido a trámite el 6 de

noviembre de 2012. ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.u. ha

presentado escrito de oposición a la casación con fecha 14

de diciembre de 2012.

• Por Resolución de 2 de abril de 2009 la Comisión Nacional

de los mercados y la Competencia (CNmC) impuso a ENDE-

SA Distribución Eléctrica, S.L.u. una multa de 15 millones de

euros por la comisión de una infracción contra el artículo 6

de la Ley de Defensa de la Competencia (LDC) y 82 del Tra-

tado de la unión Europea (TuE), supuestamente consistente

en el abuso de posición dominante ocasionado por obsta-

culizar el acceso de la empresa comercializadora Céntrica

Energía, S.L. al Sistema de Información de Puntos de Sumi-

nistro (SIPS), creado por el Real Decreto 1535/2002, de 4 de

junio, y ceder sus datos comerciales de clientes a la empresa

comercializadora de su Grupo Empresarial, ENDESA Energía,

S.A.u. Con fecha 26 de mayo de 2011 la Audiencia Nacional

dictó sentencia confirmando la resolución de la Comisión

Nacional de los mercados y la Competencia (CNmC). El 17

de junio de 2011, fue presentado recurso contra dicha sen-

tencia ante el Tribunal Supremo. El procedimiento está ac-

tualmente pendiente de sentencia. El 20 de enero de 2010

Céntrica Energía, S.L. interpuso demanda contra ENDESA

Distribución Eléctrica, S.L.u. en relación con las resoluciones

que dictó la Comisión Nacional de los mercados y la Compe-

tencia (CNmC) en abril de 2009 y, en su demanda, determi-


na el valor que hubiera obtenido en el caso de haber tenido

acceso a la información cuando solicitó el acceso masivo el 9

de octubre de 2006. El importe de la reclamación de daños y

perjuicios asciende a 5 millones de euros. El 20 de enero de

2011, el Juzgado de lo mercantil nº 2 de Barcelona dictó sen-

tencia acordando reducir los daños reclamados por Céntrica

Energía, S.L. a 3 millones de euros. Dicha sentencia fue recu-

rrida por ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.u. en apelación.

La Audiencia Provincial de Barcelona desestimó el recurso de

apelación el 3 de mayo de 2012. La sentencia ha sido recu-

rrida en casación.

• El 11 de mayo de 2009 el ministerio de Industria, Energía

y Turismo dictó orden ministerial por la que impuso cuatro

sanciones por valor acumulado de 15 millones de euros a

ENDESA Generación, S.A.u., como explotador responsable

de la central nuclear Ascó I, en relación con la liberación de

partículas radiactivas en dicha central en diciembre de 2007,

por la comisión de cuatro infracciones graves tipificadas por

la Ley 25/1964, de 29 de abril, de Energía Nuclear. Tal orden

fue recurrida ante la Audiencia Nacional. Simultáneamente,

el Director General de Política Energética y minas impuso

dos sanciones por valor acumulado de 90.000 euros por in-

fracciones leves derivadas de los mismos incidentes, sancio-

nes que fueron recurridas en alzada y posterior contencioso.

Mediante Auto de la Audiencia Nacional de 1 de diciembre

de 2009, a instancia de ENDESA Generación, S.A.u., se acor-

dó la suspensión cautelar de la ejecutividad de la resolución

impugnada, prestándose por ENDESA Generación, S.A.u.,

ante el Tribunal, aval bancario por el importe de la sanción,

15 millones de euros. Dicho recurso sigue pendiente de re-

solución sobre la cuestión principal, encontrándose desde

el 14 de septiembre de 2010 en periodo de conclusiones y

pendiente de sentencia. mediante Auto de fecha 6 de abril

de 2011 la Audiencia Nacional suspendió dicho recurso por

razón de prejudiciabilidad.

• El 24 de junio de 2009, la Dirección de Investigación de

la Comisión Nacional de los mercados y la Competencia

(CNmC) incoó expediente contra varias empresas de distri-

bución eléctrica, entre las que se encuentra Endesa, S.A. por

una supuesta violación del artículo 1 de la Ley 15/2007, de

3 de julio, de Defensa de la Competencia y 81 del Tratado

CE, consistente en la existencia de acuerdos colusorios que,

siempre según la autoridad de competencia, habrían sido

suscritos para impedir, restringir o falsear la competencia

en el mercado nacional de suministro de electricidad. El ex-

pediente sancionador incoado por la Comisión Nacional de

los mercados y la Competencia (CNmC) tenía como objeto

analizar la existencia de posibles acuerdos ilegales entre las

empresas de distribución consistentes en haber retrasado

el proceso de cambio de comercializador. El expediente

fue ampliado tanto en los sujetos (incluyéndose también

a la patronal eléctrica Asociación Española de la Industria

Eléctrica-uNESA) como en las imputaciones (incluyéndose

posibles pactos colusorios para captar grandes clientes).

Por Resolución del Consejo de la Comisión Nacional de los

mercados y la Competencia (CNmC) de fecha 13 de mayo

de 2011, se impuso a Endesa, S.A. la multa de 27 millones

de euros, que ha sido recurrida ante la Audiencia Nacional,

habiendo esta última suspendido el pago de la misma me-

diante Auto de 15 de septiembre de 2011, admitiendo la

medida cautelar propuesta por Endesa, S.A. Por Auto de 5

de noviembre de 2012 se acordó la apertura del periodo de

prueba. El 11 de febrero de 2013 tuvo lugar la ratificación

del informe pericial y el 14 de marzo de 2013 se presentó

escrito de conclusiones. El 10 de junio de 2013 se presentó

escrito de alegaciones contestando a una providencia de la

Audiencia sobre el cálculo de la multa. El asunto está actual-

mente pendiente de sentencia.

• En mayo de 2010 se incoó expediente sancionador por la Co-

misión Nacional de los mercados y la Competencia (CNmC),

contra ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.u., y otras empre-

sas eléctricas como consecuencia de una denuncia de la Fe-

deración Nacional de Empresarios de Instalaciones Eléctricas

(FENIE) como consecuencia de un posible comportamiento

contrario a la competencia por parte de las empresas distri-

buidoras y otro, contra ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.u.

con similar fundamento, en noviembre de 2011 en relación

al ámbito geográfico de mallorca. El 22 de febrero de 2012

la Comisión Nacional de los mercados y la Competencia

(CNmC) ha notificado a ENDESA Distribución Eléctrica, S.L.u.

resolución por la que le impone una multa total de 23 millo-

nes de euros por supuesta conducta abusiva en el mercado

de las instalaciones eléctricas al presentar ofertas económi-

cas por instalaciones no reservadas al tiempo de informar al

solicitante de suministro de las condiciones técnico-econó-

micas de su solicitud y por discrepancia sobre la aplicación

de las Normas del Real Decreto 222/2008, de 15 de febre-

ro, en materia de entronque y conexión entre 2008 y 2009.

Con fecha 26 de abril de 2012 la Comisión Nacional de los


mercados y la Competencia (CNmC) impuso sanción de un

millón de euros por el expediente referido a Mallorca. EN-

DESA Distribución Eléctrica, S.L.u. ha recurrido ambas san-

ciones ante la Audiencia Nacional, quien ha suspendido el

pago de las multas mediante sendos Autos de 21 de mayo

y 3 de julio de 2012, respectivamente. mediante Sentencia

de la Audiencia Nacional notificada con fecha 23 de diciem-

bre de 2013 se estima parcialmente el recurso interpuesto

en el asunto de mallorca (ASINEm) y ordena a la autoridad

de competencia a reducir la multa (salvo que la Administra-

ción recurra en casación esto supondría una reducción de la

multa en un 90%). mediante Sentencia notificada con fecha

2 de diciembre de 2013 se desestima el recurso interpuesto

en el Asunto de la Federación Nacional de Empresarios de

Instalaciones Eléctricas (FENIE). Se ha interpuesto recurso de

casación ante el Tribunal Supremo contra dicha Sentencia.

• El 4 de noviembre de 2010, la Comisión Nacional de los mer-

cados y la Competencia (CNmC) incoó expediente sanciona-

dor contra la comercializadora ENDESA Energía XXI, S.L.u.

por supuesta violación del artículo 3 de la Ley de Defensa de

la Competencia (LDC) consistente en aplicar a determinados

clientes sin derecho a la Tarifa de Último Recurso (TuR) unas

condiciones contractuales diferentes a las exigidas en virtud

del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril. El 12 de junio de

2012 notificó Resolución por la que sancionaba a ENDESA

Energía XXI, S.L.u. con una multa de 5 millones de euros por

infracción del artículo 3 de la Ley de Defensa de la Compe-

tencia (LDC). En julio de 2012, ENDESA Energía XXI, S.L.u.

recurrió la referida resolución ante la Audiencia Nacional y

solicitó la suspensión cautelar de la ejecución de la multa.

mediante Sentencia de la Audiencia Nacional notificada con

fecha 21 de noviembre 2013 se ha desestimado el recurso.

Se ha interpuesto recurso de casación contra dicha Senten-

cia ante el Tribunal Supremo.

• En relación con el cumplimiento de la obligación de adapta-

ción de la explotación de centrales nucleares a lo dispuesto

por la Disposición Adicional Tercera de la Ley 12/2011, de 27

de mayo, ENDESA Generación, S.A.u. presentó en tiempo y

forma el plan de adaptación exigido, si bien la Dirección Ge-

neral de Política Energética y minas entendió que el mismo

no reunía las condiciones exigidas, al requerir unanimidad

entre los titulares de las respectivas centrales. ENDESA Ge-

neración, S.A.u. recurrió en alzada y el 13 de junio de 2012

le fue notificada Resolución del Subsecretario de Industria,

Energía y Turismo desestimatoria de dicho recurso, que a su

vez ha sido impugnada en vía contenciosa ante el Tribunal

Superior de Justicia (TSJ) de madrid. A su vez, el ministerio

de Industria, Energía y Turismo incoó expediente sanciona-

dor con fecha 27 de junio y 24 de septiembre de 2012 ha

trasladado propuesta de resolución sancionadora de 0,9 mi-

llones de euros por cada central en la que participa ENDESA

Generación, S.A.u. mediante Auto de 13 de julio de 2013,

la Audiencia Nacional ha estimado la medida cautelar soli-

citada por ENDESA Generación, S.A.u., suspendiendo la eje-

cutividad de la resolución impugnada mientras se tramita el

recurso, habiendo prestado ENDESA Generación, S.A.u. aval

en garantía del importe de la sanción, esto es, 3,6 millones

de euros. Pendiente de sentencia.

• El Director General de Política Energética y minas, el pasado

día 23 de mayo de 2013, acordó el inicio de un expedien-

te sancionador a ENDESA Generación, S.A.u. y a Iberdrola

Generación, S.A.u., como explotadores responsables de la

Central Nuclear Ascó I y de la Central Nuclear de Ascó II, por

incumplimientos en relación a la pérdida de trazabilidad

en el control de fuentes radiactivas en desuso procedentes

de la mencionada central, por una supuesta infracción gra-

ve prevista en el artículo 86.b).3, de la Ley 25/1964, de 29

de abril, de Energía Nuclear (LEN) por incumplimiento del

Plan de Gestión de Residuos Radiactivos y del Combustible

Gastado (PGRR), apartado 3.1.2. relativo a «modalidades de

gestión implantadas en la instalación», e incumplimiento del

manual de Protección Radiológica (mPR), apartado 10.5 re-

lativo a fuentes radiactivas, consistiendo el incumplimiento

en la supuesta pérdida de la información afectada, y al tra-

tarse de una central nuclear, conforme al artículo 89.1 de la

Ley 25/1964, de 29 de abril, de Energía Nuclear (LEN), las

infracciones tipificadas como graves pueden sancionarse

con multa entre 300.001 euros, en su grado mínimo y 9 mi-

llones de euros en su grado máximo. El 10 de junio de 2013,

se formularon las correspondientes alegaciones por parte de

ENDESA Generación, S.A.u. solicitando, al haberse recupera-

do la trazabilidad de las fuentes, el archivo del expediente

o, en su caso, de forma subsidiaria para el caso de no acep-

tarse dicho archivo, una vez acreditada la recuperación de

la trazabilidad de las fuentes, que se califique la conducta

como falta leve, tipificada en el artículo 86.c).3 de la de la Ley

25/1964, de 29 de abril, de Energía Nuclear (LEN), siendo la

sanción en tal caso, de multa que, en su grado mínimo, es de

15.000 euros y en su grado máximo de 300.000 euros. El 17


de octubre de 2013 se recibe propuesta de Resolución en la

que se mantienen parte de los hechos determinados en el

inicio de expediente sancionador, así como la calificación de

los actos de ENDESA Generación, S.A.u. y de Iberdrola Gene-

ración, S.A.u., como graves, en su grado mínimo, con sanción

de multa que se considera de 1,1 millones de euros, todo ello

de acuerdo con el informe del Consejo de Seguridad Nuclear

(CSN) de fecha 13 de septiembre de 2009. Dicha propuesta

ha sido recurrida por escrito de 30 de octubre de 2013.

• En el año 1982, y en el marco de un proyecto de ampliación

de la red de suministro de energía eléctrica de zonas rurales

en Brasil financiado principalmente por órganos financieros

internacionales (BID), Companhia Energética do Ceará, S.A.

(en ese momento propiedad del Estado de Ceará) firmó con-

tratos de utilización del Sistema Eléctrico con 13 cooperati-

vas, las cuales habían sido creadas a instancias del Gobierno

y por exigencias de estos órganos financieros para efectos

de implementar este proyecto. Estos contratos establecían

la obligación de Companhia Energética do Ceará, S.A. de

pago de un alquiler mensual actualizable con la inflación,

responsabilizándose a Companhia Energética do Ceará,

S.A. de la operación y mantenimiento de estos activos. Estos

contratos se suscribieron por plazo indefinido y, dadas las

circunstancias de la creación de las electrificadoras rurales,

así como del entonces carácter público de Companhia Ener-

gética do Ceará, S.A., no quedó en ellos establecida una cla-

ra identificación de las redes que eran objeto del contrato,

toda vez que las mismas se han repuesto y ampliado desde

la época, confundiéndose estos activos con los de propie-

dad de la compañía. Desde el año 1982 hasta junio 1995

Companhia Energética do Ceará, S.A. pagó regularmente el

alquiler por la utilización del Sistema Eléctrico a las coopera-

tivas, actualizado mensualmente por el índice de inflación

correspondiente. Sin embargo, a partir de junio de 1995,

Companhia Energética do Ceará, S.A., siendo aún propiedad

estatal, decidió no continuar actualizando el valor de los

pagos como tampoco realizar los ajustes que procedían. En

1998 Companhia Energética do Ceará, S.A. fue privatizada

y siguió pagando el alquiler de las redes a las cooperativas

del modo que se venía haciendo hasta antes de su privati-

zación, esto es, sin actualizar los valores de los alquileres.

Consecuencia de lo anterior, algunas de estas cooperativas

han interpuesto acciones judiciales en contra de Companhia

Energética do Ceará, S.A., entre las cuales destacar las dos

acciones iniciadas por Cooperativa de Eletrificaçao Rural do

Vale do Acarau Ltda. La defensa de Companhia Energética

do Ceará, S.A. se ha basado fundamentalmente en que no es

procedente la actualización de las rentas, ya que los activos

carecerían de valor al tener una vida útil muy prolongada, en

razón de la depreciación de los mismos; o, alternativamente,

en el caso que los activos tuviesen algún valor, éste sería muy

bajo, dado que Companhia Energética do Ceará, S.A. es la

que ha realizado la sustitución, ampliación y mantenimiento

de los mismos. En una de estas acciones de Cooperativa de

Eletrificaçao Rural do Vale do Aracaú Ltda., acción de revi-

sión, se practicó una prueba pericial, la cual fue impugnada

por Companhia Energética do Ceará, S.A., aduciendo incon-

sistencias técnicas y solicitando la realización de una nueva

pericia. A pesar de esta impugnación, atendiendo a una

petición presentada por Cooperativa de Eletrificaçao Rural

do Vale do Aracaú Ltda., en febrero de 2013 el juez decre-

tó «la ejecución anticipada de condena», definiendo preli-

minarmente el valor del alquiler mensual de las supuestas

instalaciones de Cooperativa de Eletrificaçao Rural do Vale

do Aracaú Ltda., así como el pago inmediato de la diferencia

entre ese valor y el valor actualmente pagado. Esta ejecución

anticipada ha sido suspendida, en razón de los recursos pre-

sentados por Companhia Energética do Ceará, S.A. Actual-

mente el proceso se encuentra en primera instancia, habien-

do el juez rechazado el pedido de nuevo peritaje solicitado

por Companhia Energética do Ceará, S.A., declarando con-

cluida la fase probatoria del proceso. Companhia Energética

do Ceará, S.A. ha recurrido en contra de esta decisión. El juez

estableció un plazo para alegaciones finales, las cuales fue-

ron presentadas por las partes, a continuación de las cuales

el juez podría dictar sentencia. El importe total de este juicio

es de 153 millones de reales brasileños (equivalentes a 47

millones de euros).

• La Companhia Brasileira de Antibióticos (CIBRAN) deman-

dó a Ampla Energia e Serviços, S.A. la indemnización por la

pérdida de productos y materias primas, rotura de maqui-

naria, entre otros, ocurridos debido al supuesto mal servi-

cio suministrado por Ampla Energia e Serviços, S.A. entre

1987 y mayo de 1994, así como indemnización por daños

morales. El proceso se encuentra en primera instancia acu-

mulado a otros cinco procesos cuyo fundamento también

sería la interrupción del suministro de energía, refiriéndose

a los periodos que van entre los años 1987 a 1994, 1994

a 1999 y algunos días del año de 2002. El juez ordenó la

realización de una pericia única para estos procesos, la cual


fue desfavorable en parte para Ampla Energia e Serviços,

S.A., por lo que fue impugnada solicitándose la práctica de

un nuevo peritaje. Con fecha 5 de septiembre de 2013 el

juez rechazó el pedido anterior, ante lo cual Ampla Energia

e Serviços, S.A. interpuso embargos de declaración, los que

se encuentran pendientes de conocimiento por el tribunal.

La cuantía de todos los litigios se estima en aproximada-

mente 150 millones de reales brasileños (aproximadamen-

te 46 millones de euros).

• En el año 1997 Ampla Energía e Serviços, S.A. inició un litigio

en el que solicitaba la devolución del CoFINS (impuesto bra-

sileño que recae sobre los ingresos) pagado por el periodo

comprendido entre enero de 1991 a agosto de 1996. El liti-

gio quedó paralizado hasta que en el año 2010 se reactivó

de nuevo cuando la sociedad obtuvo resolución favorable

en el litigio relativo a la inmunidad del CoFINS. La sociedad

solicita la devolución basándose en que la Sentencia firme

a su favor declara que la inmunidad es aplicable a ejercicios

anteriores. En junio de 2013 se obtuvo decisión en primera

instancia judicial favorable que declaró el derecho de Am-

pla Energía e Serviços , S.A. a la devolución del los importes

pagados en concepto de CoFINS por los años 1991 a 1996,

con base en la inmunidad de Ampla Energía e Serviços, S.A.

sobre ese tributo vigente hasta el año 2001, reconocida por

sentencia firme y definitiva en marzo de 2010. La decisión

no es definitiva y aún debe ser confirmada en instancia supe-

rior. El importe de la devolución, incluyendo intereses hasta

el 31 de diciembre de 2013, asciende a 55 millones de euros.

• En octubre de 2009 Tractebel Energía, S.A. demandó a Com-

pañía de Interconexión Energética, S.A. basándose en el su-

puesto incumplimiento del «Contrato de Compra y Venta de

300 mW de potencia firme con energía asociada provenien-

te de Argentina» entre Compañía de Interconexión Energé-

tica, S.A. y Centrais Geradoras do Sul do Brasil, S.A. (Gerasul

– actualmente Tractebel Energía) celebrado en 1999. Tracte-

bel Energía, S.A. pide la condena de Compañía de Interco-

nexión Energética, S.A. al pago de multa rescisoria de 118

millones de reales brasileños (aproximadamente 36 millo-

nes euros) y demás penalidades por la indisponibilidad de

«potencia firme y energía asociada», las que se solicita sean

determinadas en la fase de liquidación de la sentencia. El in-

cumplimiento alegado se habría producido al no garantizar

Compañía de Interconexión Energética, S.A. la disponibili-

dad de potencia contractualmente asegurada a Tractebel

Energía, S.A. por el plazo de 20 años, lo que supuestamen-

te habría pasado a ocurrir desde marzo de 2005. Tractebel

Energía S.A., en mayo de 2010, ha notificado a Compañía

de Interconexión Energética, S.A., pero no en sede judicial,

su intención de ejercer el derecho de toma de posesión de la

Línea I (30%). El proceso está en primera instancia.

• En el año 2010 fue notificada a Compañía de Interconexión

Energética, S.A. una demanda interpuesta por Furnas Cen-

trais Elétricas, S.A., en razón del supuesto incumplimiento por

parte de Compañía de Interconexión Energética, S.A. del con-

trato de Compra de Potencia Firme con Energía Asociada para

adquisición de 700 mW de potencia firme con energía asocia-

da proveniente de Argentina, el cual fuera suscrito en 1998

con una vigencia de 20 años a partir de junio de 2000. Al igual

que en el anterior litigio, como consecuencia de la crisis ar-

gentina, Compañía de Interconexión Energética, S.A. no pudo

llevar a cabo los suministros a Furnas Centrais Elétricas, S.A. En

su demanda, Furnas Centrais Elétricas, S.A. solicita se conde-

ne a Compañía de Interconexión Energética, S.A. a pagar 521

millones de reales brasileños (aproximadamente 160 millones

de euros), correspondiente a la multa rescisoria prevista en el

contrato, más actualizaciones e intereses de mora, desde la

presentación de la demanda hasta el pago efectivo, y las de-

más penalidades por la indisponibilidad de «potencia firme y

energía asociada», y otros conceptos, a ser determinados en

la sentencia definitiva. El proceso se encuentra en primera

instancia, a la espera de la dictación del fallo. Adicionalmente

Compañía de Interconexión Energética, S.A. recibió de Furnas

Centrais Elétricas, S.A. una comunicación, no en sede judicial,

indicando que, en caso de rescisión por incumplimiento de

Compañía de Interconexión Energética, S.A., tienen derecho

a adquirir el 70% de la Línea I.

• Basilus S/A Serviço, Emprendimentos y Participações (ante-

riormente denominada, meridional S/A Serviços, Emprendi-

mientos y Participações) es la titular de los derechos litigio-

sos que adquirió a las constructoras mistral Engenharia S/A

y Cível, Indústria, Viacción e Engenharia S/A, que mantenían

un contrato de servicios civiles para determinados activos

con Centrais Elétricas Fluminense, S.A. (CELF), propiedad

del Estado de Río de Janeiro, quien terminó dicho contrato.

Dado que los activos de Centrais Elétricas Fluminense, S.A.

fueron traspasados a Ampla Energia e Serviços, S.A. en el

proceso de privatización, Basilus S/A Serviço, Emprendimen-

tos y Participações (antes meridional S/A Serviços, Empren-


dimientos y Participações) demandó en el año 1998 a Ampla

Energia e Serviços, S.A., estimando que el traspaso de los re-

feridos activos se había hecho en perjuicio de sus derechos,

solicitando además el pago de facturas pendientes y multas

contractuales por la rescisión del contrato de obra civil. En

marzo de 2009 los Tribunales resolvieron dando la razón a la

constructora, por lo que Ampla Energia e Serviços, S.A. y el

Estado de Río de Janeiro interpusieron los correspondientes

recursos. El 15 de diciembre de 2009 el Tribunal de Justicia

Estatal aceptó el recurso y anuló el ganado por Meridional

S/A Serviços, Emprendimientos y Participações en marzo

de 2009 dando la razón a Ampla Energia e Serviços, S.A. La

sociedad de construcciones brasileña interpuso un recurso

contra la resolución de 15 de diciembre de 2009, el cual no

fue admitido iniciándose un largo proceso de recursos en

diversas instancias que continúan sin resolverse definitiva-

mente. El importe reclamado asciende a 1.052 millones de

reales brasileños (aproximadamente 323 millones de euros).

• En el año 2001 se presentó en contra de la filial Emgesa,

S.A. E.S.P., Empresa de Energía de Bogotá, S.A. E.S.P. y de

la Corporación Autónoma Regional, una demanda por los

habitantes de Sibaté, Departamento de Cundinamarca, la

cual busca que las demandadas respondan solidariamente

por los daños y perjuicios derivados de la contaminación

en el embalse de El muña, a raíz del bombeo que hace Em-

gesa, S.A. E.S.P. de las aguas contaminadas del río Bogotá.

Frente a dicha demanda, Emgesa, S.A. E.S.P. se ha opuesto

a las pretensiones argumentando que la empresa no tie-

ne responsabilidad en estos hechos pues recibe las aguas

ya contaminadas, entre otros argumentos. La pretensión

inicial de los demandantes fue de 3.000.000.000 miles de

pesos colombianos (aproximadamente 1.126 millones de

euros). Emgesa, S.A. E.S.P. solicitó la vinculación de nume-

rosas entidades públicas y privadas que hacen vertidos al

río Bogotá o que, de una u otra manera, tienen compe-

tencia en la gestión ambiental de la cuenca de este río,

solicitud respecto de la cual la Sección Tercera del Consejo

de Estado resolvió tener como demandados propiamente

a diversas de estas personas jurídicas. En enero de 2013

se presentaron contestaciones a la demanda y en junio de

este mismo año se resolvió negar por improcedente la so-

licitud de nulidad de lo actuado en el proceso, propuesta

por varias de las demandadas. Actualmente en el proceso

se encuentra pendiente la resolución de excepciones pre-

vias y la citación a la audiencia de conciliación.

• En diciembre de 2001, la Constitución Federal brasileña fue

modificada con la finalidad de clarificar la sujeción al CoFINS

(impuesto brasileño que recae sobre los ingresos) de la venta

de energía realizada por las empresas eléctricas. La Constitu-

ción establece que los cambios legislativos entran en vigor

90 días después de su publicación, por lo que Ampla Energia

e Serviços S.A. empezó a tributar por este impuesto a partir

de abril de 2002. Sin embargo, la Receita Federal argumenta

que la norma constitucional se refiere exclusivamente a nor-

mas con rango de Ley, pero no aplica en el caso de la norma

constitucional, cuyas modificaciones entran en vigor de for-

ma inmediata. El 30 de diciembre de 2013, fue notificada de

la decisión de que no se aceptaban los argumentos expues-

tos. Ampla Energia e Serviços, S.A. seguirá recurriendo ante

los Tribunales de Justicia, por lo que tendrá que garantizar

previamente la deuda tributaria. La cantidad en discusión

en los tribunales de justicia asciende a 35 millones de euros.

• En el ejercicio 2002 EdF International, S.A. interpuso deman-

da de arbitraje ante la Corte Internacional de Arbitraje de

la Cámara de Comercio Internacional contra ENDESA Inter-

nacional, S.A. (hoy ENDESA Latinoamérica, S.A.u.), Repsol,

S.A. (anteriormente denominada Repsol YPF, S.A.) e YPF,

S.A. en la que solicita se condene a la primera a que pague

a EdF International, S.A. la suma de 256 millones de dóla-

res estadounidenses (equivalente a 186 millones de euros)

más intereses y al Grupo Repsol a que igualmente pague

a EdF International, S.A. la suma de 69 millones de dólares

estadounidenses (equivalente a 50 millones de euros) más

intereses. Esta demanda fue contestada por ENDESA Lati-

noamérica, S.A.u., Repsol, S.A. e YPF, S.A. presentando asi-

mismo demanda reconvencional solicitando que EdF Inter-

national, S.A. pague a ENDESA Latinoamérica, S.A.u. la suma

de 58 millones de dólares estadounidenses (equivalente a

42 millones de euros) y a YPF, S.A. la suma de 14 millones


euros). Este contencioso tiene su origen en la venta al gru-

po francés EdF International, S.A. de las participaciones de

YPF, S.A. y ENDESA Latinoamérica, S.A.u. en las sociedades

argentinas Electricidad Argentina, S.A. y Empresa Distribui-

dora Norte, S.A. Con fecha 22 de octubre de 2007 se emitió

el laudo por parte del Tribunal. En síntesis, el laudo estimó

parcialmente la demanda y parcialmente la reconvención.

Como consecuencia de ello se condenó a ENDESA Latinoa-

mérica, S.A.u. a pagar a EdF International, S.A. 100 millones



euros) como deuda neta, más intereses, sin condenar en

costas a ninguna de las partes. Todas las partes, demandan-

te y codemandadas, plantearon recurso de nulidad parcial

contra dicho laudo. Con fecha de 9 de diciembre de 2009

la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Comercial de Bue-

nos Aires declaró la nulidad del laudo arbitral dictado el 22

de octubre de 2007, que queda «sin eficacia jurídica»; por

ello, se deja sin efecto la obligación de pago de ENDESA La-

tinoamérica, S.A.u. prevista en el laudo de aproximadamen-

te 100 millones de dólares estadounidenses (equivalente a

73 millones de euros), sin intereses. La referida Resolución

de 9 de diciembre de 2009 fue objeto de Recurso Extraordi-

nario Federal por parte de EdF International, S.A. en febrero

de 2010, el cual fue desestimado con fecha 9 de marzo. No

obstante EdF International, S.A. interpuso un nuevo recurso

ante la Corte Suprema contra la resolución que desestima su

Recurso Extraordinario federal y, de nuevo y en este caso en

julio 2010, la Corte Suprema inadmitió el último de los posi-

bles recursos de EdF International, S.A., por lo que ENDESA

Latinoamérica, S.A.u. no tendrá que hacer frente a ningún

pago. El arbitraje ha finalizado, si bien EdF International, S.A.

ha intentado ejecutar el laudo arbitral en diversas jurisdic-

ciones: España, Estados unidos y Chile, sin éxito, y en Brasil

todavía está pendiente.

• En el año 2002, el Estado de Río de Janeiro estableció que el

Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICmS)

(equivalente al Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA)) de-

bería ser determinado y pagado los días 10, 20 y 30 del mis-

mo mes del devengo, pero Ampla Energia e Serviços, S.A.

continuó pagando el Imposto sobre Circulação de merca-

dorias e Serviços (ICmS) de acuerdo con el sistema anterior

(hasta el quinto día del mes siguiente al de su devengo). No

obstante, debido a un acuerdo informal con el Estado de

Río de Janeiro, y de dos sendas leyes de amnistía fiscal, en

octubre de 2004, el Estado de Río de Janeiro levantó acta

contra Ampla Energia e Serviços, S.A. para cobrar la multa

por los pagos efectuados con retraso, acta que fue recurri-

da por Ampla Energia e Serviços, S.A. En febrero de 2007

Ampla Energia e Serviços, S.A. fue notificada de la decisión

administrativa de primera instancia, la cual confirmó el Acta

levantada por el Estado de Río de Janeiro. El 23 de marzo

Ampla Energia e Serviços, S.A. presentó recurso ante el Con-

sejo de Contribuyentes del Estado de Río de Janeiro, el cual

también confirmó el Acta, por decisión del 26 de agosto

de 2010. El Consejo de Contribuyentes del Estado de Río

de Janeiro dictó fallo el 9 de mayo de 2012 en contra de

Ampla Energia e Serviços, S.A. Este fallo fue notificado el

29 de agosto de 2012. Ampla Energia e Serviços, S.A. de-

cidió adoptar una estrategia extraordinaria de solicitar a la

Hacienda Pública Estatal (Superintendencia de Recauda-

ción) la revisión de la decisión del Tribunal Administrativo

de acuerdo a la Ley de Amnistía (procedimiento de revisión

previsto en la Ley de Amnistía de 2006). Así, la petición fue

remitida al citado órgano y, sucesivamente, al propio Go-

bernador del Estado de Río de Janeiro. Ampla Energia e

Serviços, S.A. no ha obtenido respuesta a su petición de re-

visión por lo que la deuda debería haber estado suspendida

hasta el análisis final del proceso en el ámbito administrati-

vo pero ello no ha sido así. En noviembre de 2012 el Estado

de Río de Janeiro ha inscrito la deuda en el registro público

como si fuera debida, lo que ha implicado la necesidad de

aportar el 12 de noviembre de 2012 garantía del 140% de

la deuda tributaria con objeto de poder seguir percibiendo

fondos públicos. una vez recibida la decisión, probablemen-

te desfavorable, se recurrirá al poder judicial. La cuantía en

discusión asciende a 71 millones de euros.

• La Ley 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régi-

men Cambiario, promulgada el 6 de enero de 2002 por las

autoridades argentinas, dejó sin efecto determinadas con-

diciones del contrato de concesión de la filial Empresa Dis-

tribuidora Sur, S.A. Esa norma preveía, además, que los con-

tratos de concesión de servicios públicos se renegociasen en

un plazo razonable para adaptarlos a la nueva situación. Sin

embargo, la falta de renegociación del contrato de conce-

sión de Empresa Distribuidora Sur, S.A. motivó que Enersis,

S.A., Chilectra S.A., Empresa Nacional de Electricidad, S.A. y

Elesur S.A. (hoy Chilectra, S.A.) presentaran en el año 2003

una solicitud de arbitraje al amparo del Tratado de Promo-

ción y Protección de Inversiones Chileno-Argentino ante el

Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a

Inversiones (CIADI). En la demanda se solicitó, por vía prin-

cipal, que se declare la expropiación de la inversión con una

indemnización total de 1.306 millones de dólares estadou-

nidenses (aproximadamente 947 millones de euros); por vía

subsidiaria, la indemnización de los daños ocasionados a

la inversión por la falta de trato justo y equitativo, por un

total de 318 millones de dólares estadounidenses, (apro-

ximadamente 231 millones de euros) en ambos casos con

un interés compuesto del 6,9% anual; además, demandan

las cantidades que resulten de los daños generados a partir


del primero de julio de 2004; y, finalmente, 102 millones de

dólares estadounidenses (aproximadamente 74 millones

de euros) para Elesur, S.A. (hoy Chilectra S.A.), por el menor

precio recibido en la venta de sus acciones. El 15 de junio

de 2005 las autoridades argentinas y Empresa Distribuidora

Sur, S.A. firmaron los documentos que constituyen el Acta

Acuerdo. En el Acta Acuerdo se establecen los términos y

condiciones modificatorias y complementarias del Contrato

de Concesión previendo modificaciones a la tarifa, primero

durante un periodo transitorio y luego mediante una Re-

visión Tarifaria Integral en la que se fijarán las condiciones

para un periodo tarifario ordinario de cinco años. Tras di-

versas solicitudes, el arbitraje se encuentra suspendido des-

de marzo de 2006 en cumplimiento de exigencias del Acta

Acuerdo, así como se encuentra suspendida la designación

de uno de los árbitros, el cual renunció en 2010 a su cargo.

• En 2005 la Administración Tributaria brasileña notificó a

Ampla Energia e Serviços, S.A., ahora ENDESA Brasil, S.A.

como consecuencia de un proceso de fusión, una liquida-

ción tributaria que ha sido recurrida. La Administración en-

tiende que el régimen tributario especial, que exonera de

tributación en Brasil a los intereses percibidos por los subs-

criptores de una emisión de «Fixed Rate Notes» realizada

por Ampla Energia e Serviços, S.A. en 1998, no es aplicable.

El 6 de diciembre de 2007 Ampla Energia e Serviços, S.A.

obtuvo éxito en la segunda instancia administrativa, pero

la Hacienda Pública brasileña presentó recurso especial al

Consejo Superior de Recursos Fiscales y el 6 de noviembre

de 2012 falló en contra de Ampla Energia e Serviços, S.A. La

decisión fue notificada a Ampla Energia e Serviços, S.A. el

21 de diciembre de 2012 y el 28 de diciembre 2012 Ampla

Energia e Serviços, S.A. procedió a presentar un recurso de

aclaración al mismo órgano con el objetivo de que se aclare

en una resolución final los puntos contradictorios del fallo

y que se incorporen al mismo los argumentos de defensa

relevantes que fueron omitidos. El 15 de enero de 2014 EN-

DESA Brasil, S.A. fue notificada sobre la desestimación del

recurso de aclaración y el 17 de enero de 2014 se presentó

recurso ante el Tribunal de Río. La cantidad en discusión as-

ciende a 260 millones de euros.

• Los Estados de Río de Janeiro y de Ceará, han incoado varias

actas, por los años de 1996 a 1999 y 2007 a 2011 a Ampla

Energia e Serviços, S.A. y por los años de 2003, 2004 y 2006

a Companhia Energética do Ceará, S.A., al entender que se

había deducido incorrectamente Imposto sobre Circulação

de mercadorias e Serviços (ICmS) soportado en la adquisi-

ción de activos fijos. En concreto, los Estados entienden que

determinados activos fijos de Ampla Energia e Serviços, S.A.

y Companhia Energética do Ceará, S.A. no se destinaron a

la actividad de producción o distribución de energía eléc-

trica y además, en el caso de Ampla Energia e Serviços, S.A.,

también se discute un tema de prueba sobre la documen-

tación justificativa necesaria. En su defensa Ampla Energia

e Serviços, S.A. y Companhia Energética do Ceará, S.A. ar-

gumentan que los créditos fueron tomados correctamente

pues los activos se prestan a la actividad de distribución de

energía y, por otra parte, Ampla Energia e Serviços, S.A. tra-

ta de probar que las facturas de adquisición son correctas.

Los litigios se encuentran en diversas instancias administra-

tivas y judiciales. La cuantía en discusión asciende a 47 mi-

llones de euros.

• Ante la Cámara Internacional de Comercio (ICC) se trami-

ta un procedimiento arbitral entre Empresa Nacional de

Electricidad, S.A. y el Consorcio formado por: Ingeniería y

Construcción Tecnimont Chile Compañía Limitada, Tecni-

mont S.p.A., Tecnimont do Brasil Construçao e Adminis-

tração de Projetos Ltda., Slovenske Energeticke Strojarne

a.s. (SES) e Ingeniería y Construcción SES Chile Limitada,

referido al contrato suscrito en 2007 de suministro, llave en

mano, de una planta de generación térmica a carbón «Pro-

yecto Ampliación Central Térmica Bocamina» ubicada en

Coronel, Chile. Derivado de los graves incumplimientos del

Consorcio, al no terminar las obras conforme a los términos

y condiciones pactadas, con fecha 16 de octubre de 2012

Empresa Nacional de Electricidad, S.A. procedió, con estric-

to cumplimiento a las condiciones que autoriza el contrato

para tal efecto, a cobrar las garantías bancarias emitidas

por el Banco Santander Chile por 94 millones de dólares

estadounidense (aproximadamente 68 millones de euros)

y Credit Agricole por 19 millones de dólares estadouniden-

se (aproximadamente 14 millones de euros). Hasta la fecha

de formulación de estas Cuentas Anuales Consolidadas,

Empresa Nacional de Electricidad, S.A. sólo ha podido co-

brar las garantías emitidas por el Banco Santander Chile.

Seguidamente al cobro de las garantías aludidas, Empre-

sa Nacional de Electricidad, S.A. interpuso ante la Cámara

(Rol 19015/CA) una solicitud de arbitraje para obtener el

cumplimiento forzado del contrato más indemnización de

perjuicios y, en subsidio, la terminación del mismo también


con indemnización de perjuicios. En ambos casos, Empresa

Nacional de Electricidad, S.A. se reservó el derecho a liti-

gar sobre el monto y cuantía de los perjuicios en una etapa

posterior. Por su parte, Slovenske Energeticke Strojarne a.s.

inició acciones ante la Cámara (Rol 1924/CA) solicitando se

declarara ilegal el cobro de las garantías efectuado por Em-

presa Nacional de Electricidad, S.A., proceso que se conso-

lidó con el procedimiento arbitral antes mencionado. Con

fecha 4 de enero de 2013 Empresa Nacional de Electricidad,

S.A. notificó al Consorcio el término anticipado del Contra-

to por incumplimiento grave de sus obligaciones, todo ello

conforme a las normas prescritas en el Contrato. En cuanto

al estado procesal, en enero 2013, los integrantes del Con-

sorcio, por separado, han procedido a contestar la solici-

tud de arbitraje de Empresa Nacional de Electricidad, S.A. y

junto con ello, han demandado reconvencionalmente por

un importe de aproximadamente 1.294 millones de dóla-

res estadounidense (aproximadamente 938 millones de

euros), en el caso de Tecnimont S.p.A., y 15 millones de dó-

lares estadounidenses (aproximadamente 11 millones de

euros), en el caso de Slovenske Energeticke Strojarne a.s.

(SES). Con fecha 26 de marzo de 2013, Empresa Nacional

de Electricidad, S.A. contestó las demandas reconvenciona-

les interpuestas en su contra, solicitando el rechazo de las

mismas por ser inadmisibles e improcedentes. En cuanto

al procedimiento iniciado por Slovenske Energeticke Stro-

jarne a.s. (Rol 1924/CA), se consolidó con el procedimien-

to arbitral precedentemente descrito. Con fecha 2 de di-

ciembre de 2013 las partes intercambiaron memoriales de

demanda. Por su parte, Empresa Nacional de Electricidad,

S.A. solicitó mediante este memorial de Demanda que el

tribunal arbitral declare el incumplimiento contractual de

las demandadas, imputable a dolo o negligencia grave

de su parte o, en subsidio, a culpa grave, y se reconozca

el término del contrato por la causal de «Incumplimiento

del Contratista». Fundado en lo anterior, solicita se declare

ajustada a derecho la presentación a cobro de las garantías

bancarias realizada por Empresa Nacional de Electricidad,

S.A. y pide la condena de las demandadas a multas y perjui-

cios, los cuales en total ascienden a 373 millones de dólares

estadounidenses (270 millones de euros).

• En agosto de 2013 la Superintendencia de Medio Ambiente

formuló cargos en contra de Empresa Nacional de Electrici-

dad S.A. debido a una serie de infracciones a la Resolución

Exenta N° 206, de 2 de agosto de 2007, y sus resoluciones

complementarias y aclaratorias, que califican ambiental-

mente el «Proyecto Ampliación Central Térmica Bocamina».

Con fecha 27 de noviembre de 2013, la Superintendencia

de Medio Ambiente reformuló los cargos cursados agre-

gando dos nuevos a los ya efectuados. Empresa Nacional

de Electricidad, S.A. ha presentado su defensa, en diciem-

bre de 2013, en la cual reconoce parcialmente algunas de

estas infracciones oponiéndose al resto. Se está a la espera

de la decisión de la Superintendencia de Medio Ambiente.

Cabe señalar que con fecha 28 enero 2014 la autoridad

ambiental, como medida provisional, paralizó temporal-

mente el funcionamiento de la unidad I, orden que fue

levantada el 6 de febrero 2014 habiéndose adoptado por

Empresa Nacional de Electricidad, S.A. las medidas ordena-

das por la autoridad. Por otro lado, en diciembre de 2013

y enero de 2014, sindicatos de pescadores y recolectoras

de algas de Coronel (Chile), entre otros, interpusieron tres

recursos de protección en contra de Empresa Nacional de

Electricidad, S.A. ante la Corte de Apelaciones de Concep-

ción. En el primero de estos recursos se obtuvo por los de-

mandantes una medida cautelar (orden de no innovar),

la cual ordena detener el funcionamiento de la Unidad

Generadora II de la Central Bocamina. Empresa Nacional

de Electricidad, S.A., por su parte, solicitó el alzamiento de

esta orden de no innovar, petición que fue rechazada por

la Corte. Asimismo, presentó su contestación a estos recur-

sos, aportando los antecedentes para su rechazo. A la fecha

se encuentran pendientes de ser conocidos por la Corte de

Apelaciones de Concepción y, por ende, la unidad II sigue

parada (véase Nota 5.1).

El importe de los pagos realizados por la resolución de litigios

en los ejercicios 2013 y 2012, ha ascendido a 78 y 58 millones

de euros, respectivamente.

Los Administradores de la Sociedad consideran que las provi-

siones registradas en el Estado de Situación Financiera Con-

solidado adjunto cubren adecuadamente los riesgos por los

litigios, arbitrajes y demás operaciones descritas en esta Nota,

por lo que no esperan que de los mismos se desprendan pasi-

vos adicionales a los registrados.

Dadas las características de los riesgos que cubren estas pro-

visiones, no es posible determinar un calendario razonable de

fechas de pago si, en su caso, las hubiese.


18. Deuda financiera

18.1. Deuda financiera corriente y no corriente

El desglose de los epígrafes de Deuda Financiera Corriente y Deuda Financiera no Corriente a 31 de diciembre de 2013 y 2012

es el siguiente:

Millones de Euros


Corriente No Corriente Corriente No Corriente

obligaciones y otros Valores Negociables 491 4.470 533 5.233

Deudas con Entidades de Crédito 226 2.071 177 2.599

Participaciones Preferentes — — — 181

otras Deudas Financieras (*) 265 818 261 1.441

Total Deuda Financiera sin Derivados 982 7.359 971 9.454

Derivados (Nota 20) 170 192 3 432

Total 1.152 7.551 974 9.886

(*) Incluye arrendamientos financieros por importe de 447 millones de euros a 31 de diciembre de 2013 (433 millones de euros no corrientes y 14 millones de euros corrientes) y 468 millones a 31 de diciembre de 2012 (452 millones de euros no corrientes y 16 millones de euros corrientes).

El desglose de los epígrafes de deuda financiera sin derivados por vencimientos es el siguiente:

Millones de Euros

Valor Contable

31 de diciembre

de 2013 Corriente No

Corriente

Vencimientos

2015 2016 2017 2018 Siguientes

Obligaciones y otros Valores Negociables

Tipo Fijo 1.997 341 1.656 223 420 6 7 1.000

Tipo Variable 2.964 150 2.814 139 999 346 281 1.049

Total 4.961 491 4.470 362 1.419 352 288 2.049

Deudas con Entidades de Crédito

Tipo Fijo 101 8 93 11 11 14 33 24

Tipo Variable 2.196 218 1.978 207 554 682 86 449

Total 2.297 226 2.071 218 565 696 119 473

Otras Deudas Financieras

Tipo Fijo 640 143 497 46 40 40 39 332

Tipo Variable 443 122 321 56 152 51 28 34

Total 1.083 265 818 102 192 91 67 366

Total 8.341 982 7.359 682 2.176 1.139 474 2.888


Millones de Euros

Valor Contable

31 de diciembre

de 2012 Corriente No

Corriente

Vencimientos

2014 2015 2016 2017 Siguientes

Obligaciones y otros Valores Negociables

Tipo Fijo 2.433 376 2.057 454 239 346 15 1.003

Tipo Variable 3.333 157 3.176 32 180 1.467 409 1.088

Total 5.766 533 5.233 486 419 1.813 424 2.091


Tipo Fijo 181 70 111 12 11 11 23 54

Tipo Variable 2.595 107 2.488 355 213 403 1.159 358

Total 2.776 177 2.599 367 224 414 1.182 412

Participaciones Preferentes (*)

Tipo Fijo - - - - - - - -

Tipo Variable 181 - 181 181 - - - -

Total 181 - 181 181 - - - -

Otras Deudas Financieras

Tipo Fijo 659 137 522 53 33 31 31 374

Tipo Variable 1.043 124 919 61 34 784 32 8

Total 1.702 261 1.441 114 67 815 63 382

Total 10.425 971 9.454 1.148 710 3.042 1.669 2.885

(*) Supuesto el ejercicio de la opción para el emisor de amortización anticipada en el décimo año.

El desglose de la deuda financiera de ENDESA, por monedas

es el siguiente:

Millones de Euros



Dólar Estadounidense 2.853 2.102

Euro 2.553 4.879

Peso Colombiano 1.677 1.608


Peso Chileno 461 892


otras 107 176

Total 8.703 10.860

El desglose de esta deuda, clasificada por monedas, conside-

rando el efecto que tienen los derivados sobre dicha clasifica-

ción, es el siguiente:

Millones de Euros



Euro 3.731 5.204

Peso Colombiano 1.676 1.608

Dólar Estadounidense 1.424 1.802


Peso Chileno 746 901


otras 85 149

Total 8.703 10.860

El valor nocional de la deuda financiera corriente y no corrien-

te, sin derivados, a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es igual a

8.334 y 10.410 millones de euros, respectivamente.


El movimiento del valor nocional de la deuda financiera no

corriente, sin derivados, en los ejercicios 2013 y 2012 es el si-

guiente:

Millones de Euros

Valor Nocional

a 31 de diciembre

de 2012Pagos y

AmortizacionesCambios en

el PerímetroNueva

Financiación Traspasos


y de Tipo de Cambio

Valor Nocional

a 31 de diciembre

de 2013

obligaciones y otros Valores Negociables

5.229 (15) — 461 (834) (374) 4.467


2.597 (523) — 417 (380) (41) 2.070

Participaciones Preferentes 181 (181) — — — — —

otras Deudas Financieras 1.432 (500) — 208 (259) (66) 815

Total 9.439 (1.219) — 1.086 (1.473) (481) 7.352

Millones de Euros

Valor Nocional

a 31 de diciembre

de 2011Pagos y

AmortizacionesCambios en

el PerímetroNueva

Financiación Traspasos


y de Tipo de Cambio

Valor Nocional

a 31 de diciembre

de 2012


7.318 (2) — 428 (2.596) 81 5.229


3.922 (826) — 1.851 (2.331) (19) 2.597

Participaciones Preferentes 181 — — — — — 181

otras Deudas Financieras 979 (7) — 518 (35) (23) 1.432

Total 12.400 (835) — 2.797 (4.962) 39 9.439

El tipo de interés medio de la deuda financiera durante los

ejercicios 2013 y 2012 ha sido del 5,7%.

18.2. Participaciones preferentes

ENDESA Capital Finance, L.L.C. llevó a cabo en marzo de 2003

una emisión de participaciones preferentes por importe de

1.500 millones de euros con las siguientes características:

• Dividendo: Variable a un tipo de Euribor a tres meses con

un mínimo del 4% T.A.E. y un máximo del 7% T.A.E. duran-

te los diez primeros años y Euribor más 3,75% a partir del

décimo año. El dividendo será pagadero trimestralmente.

• Plazo: Perpetuas, con opción para el emisor de amortiza-

ción anticipada en el décimo año a su valor nominal.

• Garantía: Subordinada de Endesa, S.A.

• Retribución: El pago de dividendos será preferente y no

acumulativo, está condicionado a la obtención de benefi-

cios consolidados o al pago de dividendos de las acciones

ordinarias de Endesa, S.A.

Tras la amortización parcial que se había realizado en el año

2011 por importe de 1.319 millones de euros con una oferta

Pública de Adquisición por su valor nominal, con fecha 7 de

febrero de 2013, ENDESA Capital Finance, L.L.C. ha acorda-

do de manera irrevocable efectuar la amortización de la to-

talidad de las participaciones preferentes que estaban vivas

en esa fecha. Esta amortización se ha llevado a cabo el 28 de

marzo de 2013 por un importe igual al valor del nominal de

cada participación preferente más la remuneración devenga-

da y no pagada hasta la fecha.


18.3. Clasificación de instrumentos financieros de pasivo no corrientes y corrientes por naturaleza y categoría

La clasificación de los instrumentos financieros de pasivo no corrientes y corrientes del Estado de Situación Financiera Conso-

lidado adjunto, excluyendo los registrados en las cuentas de acreedores comerciales y otras cuentas a pagar, por naturaleza y

categoría a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros


Pasivos Financieros


Otros Pasivos Financieros a

VR con Cambios en PyG (1)

Débitos y Partidas

a PagarDerivados

de Cobertura TOTAL

Deudas con Entidades de Crédito — 6 2.065 — 2.071

obligaciones y otros Valores Negociables — 77 4.393 — 4.470

Derivados (Nota 20) — — — 192 192

otros Pasivos Financieros — — 818 — 818

Deudas no Corrientes — 83 7.276 192 7.551

Deudas con Entidades de Crédito — 30 196 — 226

obligaciones y otros Valores Negociables — 256 235 — 491

Derivados (Nota 20) — — — 170 170


Deudas Corrientes — 286 696 170 1.152

Total — 369 7.972 362 8.703

Valor razonable — 369 8.812 362 9.543

(1) Corresponde en su totalidad a pasivos financieros que, desde el inicio de la operación, son subyacentes de una cobertura de valor razonable.

Millones de Euros


Pasivos Financieros



VR con Cambios en PyG (2)

Débitos y Partidas

a PagarDerivados

de Cobertura TOTAL

Deudas con Entidades de Crédito — 37 2.562 — 2.599

obligaciones y otros Valores Negociables — 368 4.865 — 5.233

Derivados (Nota 20) — — — 432 432

otros Pasivos Financieros — — 1.622 — 1.622

Deudas no Corrientes — 405 9.049 432 9.886

Deudas con Entidades de Crédito — 6 171 — 177

obligaciones y otros Valores Negociables — — 533 — 533

Derivados (Nota 20) 3 — — — 3


Deudas Corrientes 3 6 965 — 974

Total 3 411 10.014 432 10.860

Valor razonable 3 411 10.735 432 11.581

(2) Corresponde en su totalidad a pasivos financieros que, desde el inicio de la operación, son subyacentes de una cobertura de valor razonable.


18.4. Pérdidas y ganancias netas por categorías de pasivos financieros

El importe de las pérdidas netas por categorías de pasivos financieros, indicados en el cuadro anterior, es como sigue:

Millones de Euros


Pasivos Financieros




Débitos y Partidas

a PagarDerivados

de Cobertura TOTAL

(Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado (21) 4 (541) (85) (643)

(Pérdidas) / Ganancias en otro Resultado Global — — — — —

Total (21) 4 (541) (85) (643)

Millones de Euros


Pasivos Financieros




Débitos y Partidas

a PagarDerivados

de Cobertura TOTAL

(Pérdidas) / Ganancias en el Estado del Resultado (33) (3) (679) (78) (793)

(Pérdidas) / Ganancias en otro Resultado Global — — — — —

Total (33) (3) (679) (78) (793)

18.5. Otros aspectos

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 las sociedades de ENDESA

tenían concedidas líneas de crédito no dispuestas por impor-

te de 7.232 y 6.225 millones de euros, respectivamente, de los

que 3.500 y 3.000 millones de euros, respectivamente, corres-

ponden a una línea de crédito formalizada con Enel Finance

International, N.V., no habiendo importe alguno dispuesto a

31 de diciembre de 2013 y 500 millones de euros a 31 de di-

ciembre de 2012. Estas líneas garantizan la refinanciación de

la deuda a corto plazo que se presenta en el epígrafe de «Deu-

da Financiera no Corriente» del Estado de Situación Financie-

ra Consolidado adjunto (véase Nota 3n). El importe de estas

líneas, junto con el activo corriente, cubre suficientemente las

obligaciones de pago de ENDESA a corto plazo.

Durante el ejercicio 2013 las principales operaciones formali-

zadas han sido las siguientes:

• Ejercicio de la opción de amortización anticipada por par-

te de ENDESA, Capital Finance, L.L.C. de las Participaciones

Preferentes, cancelándose de esta forma la totalidad de la

emisión (181 millones de euros).

• Desembolso de operaciones financieras con el Banco Euro-

peo de Inversiones a 15 años de plazo por importe de 150

millones de euros.

• En Argentina, Hidroeléctrica El Chocón, S.A. ha contratado

un préstamo sindicado con diversas entidades financieras

locales por un importe total de 149 millones de pesos ar-

gentinos (equivalente a 17 millones de euros) a un plazo

de tres años.

• En Brasil, Ampla Energia e Serviços, S.A. formalizó un prés-

tamo financiero con Banco do Brasil por 130 millones de

reales brasileños (equivalente a 40 millones de Euros) a

seis años de plazo. Adicionalmente, se obtuvieron fon-

dos correspondientes a la financiación Banco Nacional do

Desenvolvimento (BNDES) para inversiones en bienes de

capital por 250 millones de reales brasileños (equivalente

a 77 millones de euros) a siete años de plazo. Asimismo,

Companhia Energética do Ceará, S.A. obtuvo fondos de

Banco Nacional do Desenvolvimento (BNDES) para inver-

siones en bienes de capital por 150 millones de reales bra-

sileños (equivalente a 46 millones de euros) a siete años

de plazo.


• En Chile, Enersis, S.A. y Empresa Nacional de Electricidad,

S.A. han renovado las líneas de crédito comprometidas con

entidades financieras locales por importe total de 2 millo-

nes de unidades de fomento cada una (equivalente a 89

millones de euros) a un plazo de tres años.

• En Colombia, Emgesa, S.A. E.S.P. ha realizado una emisión

de bonos en el mercado local por 565.000 millones de pe-

sos colombianos (equivalente a 212 millones de euros), a

plazos de siete y doce años. Adicionalmente, se renego-

ciaron préstamos financieros (Club Deal) por 305.000 mi-

llones de pesos colombianos (equivalente a 114 millones

de euros) a un plazo de diez años. Asimismo, en el caso de

Codensa, S.A. E.S.P., se emitieron bonos en el mercado local

por 375.000 millones de pesos colombianos (equivalente a

141 millones de euros) a plazos de cinco y doce años.

• En Perú, Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A.

ha emitido un bono local por importe total de 50 millones de

nuevos soles peruanos (equivalente a 13 millones de euros) a

un plazo de veinte años. Además, ha suscrito dos préstamos

bancarios con Banco Bilbao Vizcaya Argentaria por importe

total de 89 millones de nuevos soles peruanos (equivalente a

23 millones de euros) a un plazo de cinco años, y se emitieron

bonos por 195 millones de nuevos soles peruanos (equivalen-

te a 50 millones de euros) a plazos de siete y veinticinco años.

Durante el ejercicio 2012 las principales operaciones formali-

zadas fueron las siguientes:

• Formalización de líneas de crédito y préstamos a largo pla-

zo por importe de 785 millones de euros.

• En Brasil, Ampla Energia e Serviços, S.A. emitió bonos loca-

les («debentures») en reales brasileños por un importe total

de 400 millones de reales brasileños (equivalente a 155 mi-

llones de euros) a plazos entre cinco y siete años.

• En Colombia, Emgesa, S.A. E.S.P. suscribió contratos de cré-

dito con entidades financieras locales por un importe total

de 305.000 millones de pesos colombianos (equivalente a

130 millones de euros) a un plazo de diez años. Adicional-

mente, Emgesa, S.A. E.S.P. emitió un bono local en pesos

colombianos por un importe total de 500.000 millones de

pesos colombianos (equivalente a 213 millones de euros) a

diez y quince años para cubrir las necesidades financieras

del proyecto de inversión «El Quimbo».

El importe estimado de los intereses de la deuda financiera

viva a 31 de diciembre de 2013, considerando que se mantu-

vieran durante toda la vida de cada una de las operaciones los

tipos de interés vigentes en esa fecha, es el siguiente:

Millones de Euros

InstrumentoTotal

Intereses 2014 2015 2016 2017 2018 Siguientes


2.526 269 243 216 168 145 1.485


471 70 66 60 50 27 198

otra Deuda Financiera

151 39 29 23 18 13 29

Total 3.148 378 338 299 236 185 1.712

El importe estimado de los intereses de la deuda financiera

viva a 31 de diciembre de 2012, considerando que se mantu-

vieran durante toda la vida de cada una de las operaciones los

tipos de interés vigentes en esa fecha, es el siguiente:

Millones de Euros

InstrumentoTotal

Intereses 2013 2014 2015 2016 2017 Siguientes


3.031 350 279 246 215 163 1.778


553 88 70 66 63 53 213

Participaciones Preferentes (*)

2 2 — — — — —

otra Deuda Financiera

205 58 39 29 20 16 43

Total 3.791 498 388 341 298 232 2.034

(*) Supuesto el ejercicio de la opción para el emisor de amortización anticipada en el décimo año.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 no existen emisiones con-

vertibles en acciones de la Sociedad, ni que otorguen privile-

gios o derechos que puedan, ante alguna contingencia, ha-

cerlas convertibles en acciones.

La deuda financiera de determinadas sociedades de ENDESA

contiene las estipulaciones financieras («covenants») habi-

tuales en contratos de esta naturaleza.

Endesa, S.A., Endesa Capital, S.A.u. e International Ende-

sa, B.V., que centralizan la mayor parte de la financiación de

la actividad de ENDESA en España, no tienen en sus contratos

de financiación estipulaciones con ratios financieros que pu-

dieran dar lugar a un incumplimiento que provocase un ven-

cimiento anticipado de éstos.


Por otra parte, los compromisos tanto de la financiación ban-

caria formalizada por Endesa, S.A. como de las emisiones de

bonos realizadas por Endesa Capital, S.A.u. e International

Endesa, B.V. bajo sus programas de Global Medium Term No-

tes presentan las siguientes cláusulas:

• Cláusulas de incumplimiento cruzado («cross-default»)

bajo las que la deuda deberá ser prepagada en el caso de

incumplimiento en los pagos (por encima de cierto impor-

te) sobre ciertas obligaciones de Endesa, S.A. (ya sea como

prestatario o como garante) o de los emisores.

• Cláusulas de limitación al otorgamiento de garantías («nega-

tive pledge») donde ni los emisores ni Endesa, S.A. pueden

emitir hipotecas, gravámenes u otras cargas sobre sus activos

para asegurar cierto tipo de obligaciones, a menos que ga-

rantías similares sean emitidas sobre los bonos en cuestión.

• Cláusula de «pari passu», bajo las que las deudas y garantías

están, al menos, al mismo nivel de prelación que otras deu-

das no garantizadas ni subordinadas presentes y futuras

emitidas por Endesa, S.A. como garante o por los emisores.

La deuda emitida por Endesa, S.A., ENDESA Capital, S.A.u. e

International ENDESA B.V. no contiene ningún tipo de cláu-

sulas de incumplimiento cruzado («cross default») en relación

con la deuda de Enersis, S.A. y Sociedades Dependientes.

una parte menor del endeudamiento financiero de Enersis,

S.A. y Empresa Nacional de Electricidad, S.A. contiene cláusu-

las de incumplimiento cruzado («cross default») en relación

con algunas de sus sociedades filiales chilenas, de forma que

si una de ellas incurriera, en determinadas circunstancias, en

incumplimiento de sus obligaciones de pago u otros compro-

misos por importes que de forma individual asciendan a 30 o

50 millones de dólares estadounidenses (equivalente a 23 o

36 millones de euros) (dependiendo de la operación), dicha

situación podría desencadenar el vencimiento anticipado de

una parte del endeudamiento de Enersis, S.A. y Empresa Na-

cional de Electricidad, S.A.

Con respecto a las cláusulas relacionadas con la calificación

crediticia, a 31 de diciembre de 2013 y 2012 Endesa, S.A. tie-

ne contratadas operaciones financieras por importe de 172 y

236 millones de euros, respectivamente, que podrían requerir

de garantías adicionales o de su renegociación en supuestos

de reducción de la calificación crediticia por debajo de deter-

minados niveles.

A 31 de diciembre de 2013, ENDESA y sus filiales tienen prés-

tamos u otros acuerdos financieros con entidades financie-

ras por un importe equivalente a 663 millones de euros (479

millones de euros a 31 de diciembre de 2012) que podrían

ser susceptibles de amortización anticipada si se produce un

cambio de control en ENDESA. Asimismo, contratos de de-

rivados con un valor de mercado bruto de 2,5 millones de

euros equivalentes a 30 millones de euros de nocional (valor

de mercado bruto de 5 millones de euros equivalentes a 45

millones de euros de nocional a 31 de diciembre de 2012)

podrían ser objeto de amortización anticipada como conse-

cuencia del cambio de control.

Los contratos de endeudamiento con terceros de algunas fi-

liales de ENDESA Generación, S.A.u. y de algunas filiales lati-

noamericanas incluyen cláusulas estándar en la financiación

de proyectos utilizados internacionalmente en este tipo de

contratos. Asimismo, incluyen la obligatoriedad de pignorar

en beneficio de los acreedores la totalidad de activos de los

proyectos. El saldo vivo de la deuda con terceros que incluye

este tipo de cláusulas asciende a 479 millones de euros a 31

de diciembre de 2013 (530 millones de euros a 31 de diciem-

bre de 2012) (véanse Notas 5.1 y 38.1).

Los Administradores de ENDESA consideran que la existencia

de estas cláusulas no modificará la clasificación de la deuda en-

tre corriente y no corriente que recoge el Estado de Situación

Financiera Consolidado a 31 de diciembre de 2013 y 2012.

Tal y como se señala en la Nota 4.2, la regulación del sector

eléctrico en Argentina está provocando un desfase entre los

ingresos y costes, tanto de la actividad de generación como

de distribución de electricidad, que está teniendo un impacto

negativo en el equilibrio financiero de las empresas. Por este

motivo, tanto al 31 de diciembre de 2012 como de 2013 al-

gunas de las empresas de ENDESA en Argentina habían retra-

sado el cumplimiento de la obligación de pago al vencimien-

to de determinadas deudas. Estos retrasos no supondrían la

aceleración del vencimiento de otras deudas financieras de

ENDESA fuera de Argentina.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ni Endesa, S.A. ni ningu-

na otra de sus filiales significativas se encuentra en situación

de incumplimiento de sus obligaciones financieras o de cual-

quier tipo de obligación que pudiera dar lugar a una situación

de vencimiento anticipado de sus compromisos financieros.


19. Política de gestión de riesgos

ENDESA está expuesto a determinados riesgos que gestiona

mediante la aplicación de sistemas de identificación, medi-

ción, limitación de concentración y supervisión.

Entre los principios básicos definidos por ENDESA en el esta-

blecimiento de su política de gestión de los riesgos destacan

los siguientes:

• Cumplir con las Normas de buen gobierno corporativo.

• Cumplir estrictamente con todo el sistema normativo de

ENDESA.

• El Comité de Auditoría y Cumplimiento es un órgano perte-

neciente al Consejo de Administración de Endesa, S.A. que,

en el ámbito de Cumplimiento y Auditoría Interna, tiene

encomendada la función de impulsar y supervisar el Go-

bierno de los Riesgos.

• Los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica son los ór-

ganos encargados de definir, aprobar y actualizar los prin-

cipios básicos en los que se han de inspirar las actuaciones

relacionadas con el riesgo.

• El Gobierno de Riesgos se organiza operativamente a través

de la existencia de las funciones de Control de Riesgos y de

Gestión de Riesgos, siendo ambas funciones independientes.

• Cada negocio y área corporativa define:

i. Los mercados y productos en los que puede operar

en función de los conocimientos y capacidades sufi-

cientes para asegurar una gestión eficaz del riesgo.

ii. Criterios sobre contrapartes.

iii. operadores autorizados.

• Los negocios y áreas corporativas establecen para cada

mercado en el que operan su predisposición al riesgo de

forma coherente con la estrategia definida.

• Los límites de los negocios se ratifican por los Comités de

Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

• Las operaciones de los negocios y áreas corporativas se rea-

lizan dentro de los límites aprobados en cada caso.

• Los negocios, áreas corporativas, líneas de negocio y em-

presas establecen los controles de gestión de riesgos nece-

sarios para asegurar que las transacciones en los mercados

se realizan de acuerdo con las políticas, normas y procedi-

mientos de ENDESA.

19.1. Riesgo de tipo de interés

Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razo-

nable de aquellos activos y pasivos que devengan un tipo de

interés fijo así como los flujos futuros de los activos y pasivos

referenciados a un tipo de interés variable.

El objetivo de la gestión del riesgo de tipos de interés es alcan-

zar un equilibrio en la estructura de la deuda que permita mi-

nimizar el coste de la deuda en el horizonte plurianual con una

volatilidad reducida en el Estado del Resultado Consolidado.

Dependiendo de las estimaciones de ENDESA y de los obje-

tivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de

cobertura mediante la contratación de derivados que miti-

guen estos riesgos.

La estructura de riesgo financiero diferenciando entre riesgo

referenciado a tipo de interés fijo y a tipo de interés variable,

una vez considerados los derivados contratados, es la siguiente:

Millones de Euros

Posición Neta



Tipo de Interés Fijo 2.740 4.767

Tipo de Interés Variable 1.546 4.011

Total 4.286 8.778

Los tipos de interés de referencia de la deuda contratada por

las sociedades de ENDESA son, fundamentalmente, el Euribor

y el Libor del dólar estadounidense. En el caso de las monedas

latinoamericanas, la deuda contratada normalmente está re-

ferenciada a los índices locales habituales en la práctica ban-

caria.

El desglose del valor nocional y del valor razonable de los de-

rivados de tipo de interés a 31 de diciembre de 2013 y 2012,

por designación, es el siguiente:


Millones de Euros

Derivados tipo de interés

Nocional Valor RazonableNocional Activos

FinancierosActivo Valor Razonable

Nocional Pasivos Financieros

Pasivo Valor Razonable

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

Derivados Cobertura Flujos Caja

Swaps Tipo Interés 485 533 (31) (67) 128 25 11 5 357 508 (42) (72)

opciones Tipo Interés — — — — — — — — — — — —

Derivados Cobertura Valor Razonable

Swaps Tipo Interés 83 83 40 17 83 83 40 17 — — — —

opciones Tipo Interés — — — — — — — — — — — —

Derivados Trading

Swaps Tipo Interés 30 955 2 1 30 45 2 4 — 910 — (3)

opciones Tipo Interés — — — — — — — — — — —

Total Swaps Tipo Interés 598 1.571 11 (49) 241 153 53 26 357 1.418 (42) (75)

Total Opciones Tipo Interés

— — — — — — — — — — — —

Total Swaptions — — — — — — — — — — — —

Total derivados tipo de interés

598 1.571 11 (49) 241 153 53 26 357 1.418 (42) (75)

El detalle de los flujos de efectivo esperados para los próximos ejercicios en relación con estos derivados es el siguiente:

Millones de Euros

Estratificación Flujos Caja Esperados

Valor Actual (Neto de Interés Acumulado)

31 de diciembre

de 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Siguientes

Derivados de Cobertura de Flujos Caja

Valor Razonable Positivo 11 7 3 2 — — —

Valor Razonable Negativo (42) (10) (8) (7) (5) (4) (24)

Derivados de Cobertura de Valor Razonable

Valor Razonable Positivo 40 3 3 3 2 2 5

Valor Razonable Negativo — — — — — — —

Derivados de Tipo de Interés Trading

Valor Razonable Positivo 2 2 1 — — — —


Millones de Euros



31 de diciembre

de 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Siguientes

Derivados de Cobertura de Flujos Caja

Valor Razonable Positivo 5 — 5 — — — —

Valor Razonable Negativo (72) (8) (11) (9) (8) (7) (42)

Derivados de Cobertura de Valor Razonable

Valor Razonable Positivo 17 3 3 3 3 1 5


Derivados de Tipo de Interés Trading

Valor Razonable Positivo 4 3 2 1 — — —

Valor Razonable Negativo (3) (17) — — — — —


Teniendo en cuenta las coberturas de flujos de caja que se

consideran eficaces, el 36% de la deuda estaba protegi-

da al riesgo de tipo de interés a 31 de diciembre de 2013

(43% a 31 de diciembre de 2012). Considerando también

las coberturas de valor razonable, este porcentaje fue del

32% a 31 de diciembre de 2013 (40% a 31 de diciembre

de 2012).

19.2. Riesgo de tipo de cambio

Los riesgos de tipos de cambio se corresponden, fundamen-

talmente, con las siguientes transacciones:

• Deuda denominada en moneda extranjera contratada por

sociedades de ENDESA.

• Pagos a realizar en mercados internacionales por adquisi-

ción de materias energéticas.

• Ingresos en sociedades de ENDESA en Latinoamérica refe-

renciados a la evolución del dólar estadounidense.

Adicionalmente, los activos netos provenientes de las inver-

siones netas realizadas en sociedades extranjeras cuya mo-

neda funcional es distinta del euro están sujetos al riesgo

de fluctuación del tipo de cambio en la conversión de los

Estados Financieros de dichas sociedades en el proceso de

consolidación.

Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio sobre

el Estado del Resultado, ENDESA ha contratado permutas fi-

nancieras de divisa, seguros de cambio y opciones de divisa,

entre otros. Adicionalmente, ENDESA también trata de que

se produzca un equilibrio entre los cobros y pagos de efectivo

de sus activos y pasivos denominados en moneda extranjera.

El desglose del valor nocional y del valor razonable de los de-

rivados de tipo de cambio a 31 de diciembre de 2013 y 2012

es el siguiente:

Millones de Euros

Derivados tipo de cambio

Nocional Valor RazonableNocional Activos

FinancierosActivo Valor Razonable

Nocional Pasivos Financieros

Pasivo Valor Razonable

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

Derivados Cobertura Flujos Caja

Futuros 587 512 (12) — 105 324 — 4 482 188 (12) (4)

opciones — — — — — — — — — — — —

Permutas Cruzadas Tipo de Interés/Divisas

763 823 (288) (308) 328 368 29 47 435 455 (317) (355)

Derivados Cobertura Valor Razonable

Futuros — — — — — — — — — — — —

opciones — — — — — — — — — — — —


244 261 (2) 18 44 254 — 23 200 7 (2) (5)

Derivados Trading

Futuros 594 102 10 — 476 27 12 2 118 75 (2) (2)

opciones — — — — — — — — — — — —


— — — — — — — — — — — —

Total Futuro 1.181 614 (2) — 581 351 12 6 600 263 (14) (6)

Total Opciones — — — — — — — — — — —

Total Permutas Cruzadas

1.007 1.084 (290) (290) 372 622 29 70 635 462 (319) (360)

Total derivados tipo de cambio

2.188 1.698 (292) (290) 953 973 41 76 1.235 725 (333) (366)


El detalle de los flujos de efectivo esperados para los próximos ejercicios en relación con estos derivados es el siguiente:

Millones de Euros



31 de diciembre

de 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Siguientes

Derivados de Tipo de Cambio-Cobertura de Flujos Caja

Valor Razonable Positivo 29 31 — — — — —

Valor Razonable Negativo (329) (180) (7) (121) — — —

Derivados de Tipo de Cambio-Cobertura de Valor Razonable

Valor Razonable Positivo — 2 2 2 2 1 (4)

Valor Razonable Negativo (2) (2) 3 (7) — — —

Derivados de Tipo de Cambio Trading



Millones de Euros



31 de diciembre

de 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Siguientes

Derivados de Tipo de Cambio- Cobertura de Flujos Caja

Valor Razonable Positivo 51 2 47 — — — —

Valor Razonable Negativo (359) (19) (194) (7) (135) — —

Derivados de Tipo de Cambio- Cobertura de Valor Razonable

Valor Razonable Positivo 23 11 5 12 (3) 2 (2)

Valor Razonable Negativo (5) — 1 1 1 1 1

Derivados de Tipo de Cambio Trading



Teniendo en cuenta las coberturas de tipo de cambio y las po-

siciones de deuda denominadas en las mismas monedas en

las que se reciben los flujos económicos de los negocios en los

países en los que operan las sociedades de ENDESA, el 97%

de la deuda estaba protegido al riesgo de tipo de cambio a

31 de diciembre de 2013 (97% a 31 de diciembre de 2012).

19.3. Riesgo de precio de «commodities»

ENDESA se encuentra expuesto al riesgo de la variación del

precio de «commodities», incluidos los derechos de emisión de

dióxido de carbono (Co2), Certified Emission Reductions (CERs) y

Emission Reductions Unit (ERus) fundamentalmente a través de:

• Compras de materias energéticas en el proceso de genera-

ción de energía eléctrica.

• Las operaciones de compra-venta de energía que se reali-

zan en mercados nacionales e internacionales.

La exposición a las fluctuaciones de los precios de las «com-

modities» se controla mediante el seguimiento de límites de

riesgo que reflejan la predisposición al riesgo definida por los

Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica. Estos límites

están basados en los resultados esperados según un intervalo

de confianza del 95%.

Adicionalmente, se realizan análisis particulares, desde la

perspectiva de riesgos, del impacto de determinadas opera-

ciones consideradas como relevantes en el perfil de riesgos de

ENDESA y en el cumplimiento de los límites fijados.

Este riesgo se gestiona en el largo plazo mediante la diver-

sificación de contratos, la gestión de la cartera de aprovisio-


namientos mediante la referencia a índices que representan

una evolución similar o comparable a la de los precios finales

de electricidad (generación) o de venta (comercialización), y a

través de cláusulas contractuales de renegociación periódica

que tienen como objetivo mantener el equilibrio económico

de los aprovisionamientos.

En el corto y medio plazo las fluctuaciones de los precios de

las diferentes «commodities» se gestionan mediante opera-

ciones de cobertura específicas, generalmente por medio de

derivados.

El detalle del valor nocional y del valor razonable de los derivados de «commodities» a 31 de diciembre de 2013 y 2012, es el siguiente:

Millones de Euros


Valor Nocional Valor Razonable Valor Razonable Activo Valor Razonable Pasivo

Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 381 (3) 7 (10)

Permutas Financieras de Combustibles Líquidos y Gas — — — —

Derivados de Carbón 251 (5) 3 (8)

Permutas Financieras de Electricidad 130 2 4 (2)

otros Derivados Físicos — — — —

otros Derivados de Electricidad — — — —

Derivados no Designados Contablemente de Cobertura

3.254 18 105 (87)

Permutas Financieras de Combustibles Líquidos y Gas 1.006 (7) 11 (18)

opciones de Combustibles Líquidos y Gas 10 — — —

otros Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 1 — — —

Permutas Financieras de Electricidad 1.905 17 77 (60)

opciones de Electricidad 79 1 2 (1)

otros Derivados de Electricidad 25 1 2 (1)

Permutas Financieras de Carbón 174 1 6 (5)

opciones de Carbón — — — —

otros Derivados de Carbón 48 4 6 (2)

otros Derivados Físicos 6 1 1 —

Total 3.635 15 112 (97)

Millones de Euros


Valor Nocional Valor Razonable Valor Razonable Activo Valor Razonable Pasivo

Derivados de Cobertura de Flujos de Caja 615 (32) 4 (36)

Permutas Financieras de Combustibles Líquidos y Gas 37 1 1 —

Derivados de Carbón 245 (32) 1 (33)

Permutas Financieras de Electricidad 333 (1) 2 (3)

otros Derivados Físicos — — — —

otros Derivados de Electricidad — — — —

Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 3.445 (20) 101 (121)

Permutas Financieras de Combustibles Líquidos y Gas 1.156 4 27 (23)

opciones de Combustibles Líquidos y Gas — — — —

otros Derivados de Combustibles Líquidos y Gas — — — —

Permutas Financieras de Electricidad 1.676 (23) 41 (64)

opciones de Electricidad 135 13 15 (2)

otros Derivados de Electricidad 5 — 1 (1)

Permutas Financieras de Carbón 208 — 7 (7)

opciones de Carbón — — — —

otros Derivados de Carbón 225 (8) 6 (14)

otros Derivados Físicos 40 (6) 4 (10)

Total 4.060 (52) 105 (157)


El detalle del valor razonable estratificado para los próximos ejercicios en relación con estos derivados es el siguiente:

Millones de Euros

Estratificación Valor Razonable

Valor Razonable

31 de diciembre

de 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Siguientes

Derivados de Cobertura de Flujos de Caja

Derivados de Electricidad 2 (1) 3 — — — —

Derivados de Carbón (5) (5) — — — — —

Derivados de Combustibles Líquidos y Gas — — — — — — —

otros Derivados Físicos — — — — — — —


Derivados de Electricidad 19 19 — — — — —

Derivados de Carbón 5 5 — — — — —

Derivados de Combustibles Líquidos y Gas (7) (5) (2) — — — —

otros Derivados Físicos 1 1 — — — — —

Millones de Euros

Estratificación Valor Razonable

Valor Razonable

31 de diciembre

de 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Siguientes


Derivados de Electricidad (1) (1) — — — — —


Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 1 1 — — — — —

otros Derivados Físicos — — — — — — —


Derivados de Electricidad (10) (11) 1 — — — —


Derivados de Combustibles Líquidos y Gas 4 7 (3) — — — —

otros Derivados Físicos (6) (6) — — — — —

El detalle del impacto sobre el valor de los derivados de «commodities» existentes a 31 de diciembre de 2013 y 2012 que pro-

duciría una variación del 10% en los precios de las materias primas es el siguiente:

Millones de Euros



–10%Escenario

Inicial +10% –10%Escenario

Inicial +10%

Derivados de Electricidad 10 2 (5) (33) (1) 31

Derivados de Carbón (30) (5) 20 (53) (32) (11)

Derivados de Combustibles Líquidos y Gas — — — (3) 1 5

otros Derivados Físicos — — — — — —

Millones de Euros



–10%Escenario

Inicial +10% –10%Escenario

Inicial +10%

Derivados de Electricidad 64 19 (24) 15 (10) (64)

Derivados de Carbón 3 5 7 (41) (8) 25

Derivados de Combustibles Líquidos y Gas (24) (7) 17 (11) 4 18

otros Derivados Físicos — 1 1 (5) (6) (6)


19.4. Riesgo de liquidez

ENDESA mantiene una política de liquidez consistente en la

contratación de facilidades crediticias a largo plazo compro-

metidas tanto con entidades bancarias como con socieda-

des del Grupo Enel e inversiones financieras temporales por

importe suficiente para soportar las necesidades previstas

por un periodo que está en función de la situación y expec-

tativas de los mercados de deuda y de capitales.

Las necesidades previstas antes mencionadas incluyen ven-

cimientos de deuda financiera neta, es decir, después de

derivados financieros. Para mayor detalle respecto a las ca-

racterísticas y condiciones de la deuda financiera y derivados

financieros, véanse Notas 18 y 20.

A 31 de diciembre de 2013 ENDESA tenía una liquidez de

11.567 millones de euros (8.211 millones de euros a 31 de di-

ciembre de 2012), 4.335 millones de euros en efectivo y otros

medios líquidos equivalentes (1.986 millones de euros a 31

de diciembre de 2012) y 7.232 millones de euros en líneas

de crédito disponibles de forma incondicional (6.225 millo-

nes de euros a 31 de diciembre de 2012).

19.5. Riesgo de crédito

Dada la coyuntura económica actual, ENDESA viene realizan-

do un seguimiento muy pormenorizado del riesgo de crédito.

En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las

cuentas a cobrar por su actividad comercial, este riesgo es

históricamente muy limitado dado el corto plazo de cobro a

los clientes que no acumulan individualmente importes muy

significativos antes de que pueda producirse la suspensión

del suministro por impago, de acuerdo con la regulación co-

rrespondiente (véase Nota 12).

La deuda vencida de la actividad comercial del Negocio en

España y Portugal asciende a 558 millones de euros a 31 de

diciembre de 2013 (581 millones de euros a 31 de diciem-

bre de 2012). Esta cifra representa sólo 11,3 días de factura-

ción equivalente (10,8 días de facturación a 31 de diciembre

de 2012).

La deuda vencida de la actividad comercial del Negocio de

Distribución en Latinoamérica asciende a 329 millones de euros

a 31 de diciembre de 2013 (359 millones de euros a 31 de di-

ciembre de 2012). Esta cifra representa sólo 18,6 días de fac-

turación equivalente (16,8 días de facturación a 31 de diciem-

bre de 2012).

Respecto del riesgo de crédito de los activos de carácter fi-

nanciero, las políticas de riesgo que sigue ENDESA son las si-

guientes:

• ENDESA y sus filiales colocan sus excedentes de tesorería de

conformidad con la política de gestión de riesgos de ENDESA,

que requiere contrapartidas de primer nivel en los mercados

en que se opera. Además, la mayor exposición por posiciones

de tesorería con una contraparte no perteneciente al Grupo

Enel representa sólo el 10% del total (13% del total en el 2012).

• La contratación de derivados de riesgo de tipo de interés

y de tipo de cambio se realiza con entidades de elevada

solvencia, de manera que más del 59% (más del 57% en

2012) de la exposición en derivados de tipo de interés y de

tipo de cambio, corresponde a operaciones con entidades

cuyo rating es igual o superior a «A-». Ninguna contraparte

acumula más del 20% del riesgo de crédito por este tipo de

derivados (18% en 2012).

• El riesgo de crédito asociado a los instrumentos financieros

contratados sobre «commodities» es asimismo limitado. Al

cierre del 2013, y tomando como base los valores de mer-

cado, la exposición en derivados de «commodities» resulta

inferior a los 26 millones de euros (10 millones de euros en

2012). La calificación crediticia de las contrapartes con las

que se opera se monitoriza con los ratings de las agencias de

calificación especializadas o con rating interno equivalente,

calculado de acuerdo a las mejores prácticas de mercado.

• Teniendo en cuenta los derivados de tipo de interés y de

tipo de cambio, y los derivados sobre «commodities», nin-

guna contraparte acumula más del 15% (más del 17% en

el 2012) del riesgo total de crédito de los instrumentos fi-

nancieros.

Con la actual coyuntura económica y financiera, ENDESA

toma una serie de precauciones adicionales que incluyen, en-

tre otras:


• Análisis del riesgo, evaluación y monitorización de la cali-

dad crediticia de las contrapartes.

• Solicitud de garantías en los casos que así lo requieran.

• Petición de avales en contrataciones de nuevos clientes.

• Seguimiento exhaustivo de los saldos a cobrar de clientes.

19.6. Riesgo de concentración

El riesgo de concentración de clientes se gestiona y minimiza

mediante una estrategia de negocio que cuenta con varios

criterios de diversificación:

• Geográfica: actividad comercial en diferentes países y terri-

torios;

• Tipología de clientes: grandes clientes industriales, empre-

sas de tamaño medio y clientes de tipo residencial, tanto

clientes privados como Administraciones Públicas;

• Actividad económica de los clientes: actividad comercial

con clientes que actúan en diferentes sectores; y

• Tipología de productos comercializados: electricidad, gas

natural y diferentes servicios de valor añadido, y que permi-

te asegurar que las ventas a un cliente específico no repre-

senten un porcentaje significativo de los resultados econó-

micos de ENDESA.

Este riesgo se controla mediante la monitorización periódica

de las cuentas por cobrar de los clientes (deuda vencida y no

vencida), tanto a nivel de cliente individual como por Grupo

de entidades bajo un control común.

Así, en el Negocio en España y Portugal, las cuentas por co-

brar de los diez clientes (grupo empresarial) con mayor ex-

posición (deuda vencida y no vencida) representan menos

del 14% del total.

Dada la naturaleza del Negocio de Distribución en Latinoa-

mérica, en que la mayor parte de los clientes son empresas de

tamaño medio y segmento minorista, el riesgo de concentra-

ción es limitado. A 31 de diciembre de 2013, las ventas de los

diez principales clientes han supuesto menos del 6% sobre el

total de las mismas.

19.7. Medición del riesgo

ENDESA elabora una medición del Valor en Riesgo de sus po-

siciones de deuda y de derivados con el objetivo de garantizar

que el riesgo asumido por ENDESA permanezca consistente

con la exposición al riesgo definida por la Dirección, acotando

así la volatilidad del Estado del Resultado Consolidado.

La cartera de posiciones incluidas a efectos de los cálculos del

presente Valor en Riesgo se compone de:

• Deuda y derivados financieros.

• Derivados energéticos.

El Valor en Riesgo calculado representa la posible pérdida de

valor de la cartera de posiciones descrita anteriormente en el

plazo de un día con un intervalo de confianza del 95%. Para

ello se ha realizado el estudio de la volatilidad de las variables

de riesgo que afectan al valor de la cartera de posiciones, in-

cluyendo:

• Tipo de interés Euribor.

• Tipo de interés Libor del dólar estadounidense.

• Para el caso de deuda en monedas latinoamericanas, los ín-

dices locales habituales de la práctica bancaria.

• Los tipos de cambio de las distintas monedas implicadas en

el cálculo.

• Los precios de «commodities» (electricidad, combustibles,

dióxido de carbono (Co2)).

El cálculo del Valor en Riesgo se basa en la generación de po-

sibles escenarios futuros (a un día) de los valores de mercado

(tanto spot como a plazo) de las variables de riesgo mediante

metodologías de «monte-Carlo» y «Bootstrapping». El núme-

ro de escenarios generados asegura el cumplimiento de los

criterios de convergencia de la simulación. Para la simulación

de los escenarios de precios futuros se ha aplicado la ma-

triz de volatilidades y correlaciones entre las distintas varia-

bles de riesgo calculada a partir del histórico de los retornos

logarítmicos del precio.


una vez generados los escenarios de precios se calcula el va-

lor razonable de la cartera con cada uno de los escenarios,

obteniendo una distribución de posibles valores a un día. El

Valor en Riesgo a un día con un intervalo de confianza del

95% se calcula como el percentil del 5% de los posibles in-

crementos de valor razonable de la cartera en un día. Dicho

formato coincide con el que se reporta el Valor en Riesgo de

las carteras de trading energéticas.

Teniendo en cuenta las hipótesis descritas, el Valor en Ries-

go de las posiciones anteriormente comentadas desglosado

por negocio y por tipo de posición se muestra en la siguiente

tabla:

Millones de Euros


España y Portugal Latinoamérica Total España y Portugal Latinoamérica Total

Posiciones Financieras: 2 44 41 13 57 66

Por Tipo de Interés 1 46 47 14 58 68

Por Tipo de Cambio 2 2 3 3 6 7

Derivados Energéticos 6 — 6 10 — 10

Total 8 44 47 23 57 76

Las posiciones de Valor en Riesgo han evolucionado a lo largo

de los años 2013 y 2012 en función del vencimiento/inicio de

las operaciones a lo largo del ejercicio.


20. Instrumentos financieros derivados

ENDESA, siguiendo la política de gestión de riesgos descrita en la Nota 19, realiza contrataciones de derivados principalmente

de tipo de interés, de tipo de cambio y de cobertura de operaciones físicas.

ENDESA no presenta de forma separada información sobre derivados implícitos, ya que las características y riesgos económicos

inherentes a estos derivados están relacionados estrechamente con los contratos principales.

El detalle de la composición de los saldos, a 31 de diciembre de 2013 y 2012, que recogen la valoración de los instrumentos

financieros derivados a dichas fechas, es el siguiente:

Millones de Euros


Activo Pasivo


Derivados de Deuda 39 43 170 192

Cobertura de Tipo de Interés: 10 41 2 40

Cobertura de Flujos de Caja 5 6 2 40

Cobertura de Valor Razonable 5 35 — —

Cobertura de Tipo de Cambio: 29 — 168 152

Cobertura de Flujos de Caja 29 — 168 150

Cobertura de Valor Razonable — — — 2

Derivados no Designados Contablemente de Cobertura — 2 — —

Derivados por Operaciones Físicas 108 8 102 6

Cobertura de Tipo de Cambio: — — 12 (1)

Cobertura de Flujos de Caja — — 12 (1)

Cobertura de Precio: 3 4 9 1

Cobertura de Flujos de Caja 3 4 9 1

Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 105 4 81 6

otros Derivados 8 — 2 —

Total 155 51 274 198

Millones de Euros


Activo Pasivo


Derivados de Deuda — 96 3 432

Cobertura de Tipo de Interés: — 22 — 72

Cobertura de Flujos de Caja — 5 — 72

Cobertura de Valor Razonable — 17 — —

Cobertura de Tipo de Cambio: — 70 — 360

Cobertura de Flujos de Caja — 47 — 355

Cobertura de Valor Razonable — 23 — 5

Derivados no Designados Contablemente de Cobertura — 4 3 —

Derivados por Operaciones Físicas 105 5 152 8

Cobertura de Tipo de Cambio: 3 — 2 —

Cobertura de Flujos de Caja 3 — 2 —

Cobertura de Precio: 4 — 36 —

Cobertura de Flujos de Caja 4 — 36 —

Derivados no Designados Contablemente de Cobertura 98 5 114 8

otros Derivados 1 — 2 1

Total 106 101 157 441


A continuación se presenta un desglose de los derivados contratados por ENDESA a 31 de diciembre de 2013 y 2012, su valor

razonable y el desglose por vencimientos, de los valores nocionales o contractuales:

Millones de Euros

Derivados


Valor Razonable

Valor Nocional

2014 2015 2016 2017 2018 Siguientes Total

DERIVADOS FINANCIEROS (280) 81 56 914 36 255 290 1.632

Cobertura de Tipo de Interés 9 5 5 208 30 74 246 568

Cobertura de Flujos de Caja (31) 5 5 172 10 74 219 485

Permutas Financieras (31) 5 5 172 10 74 219 485

opciones — — — — — — — —

Cobertura de Valor Razonable 40 — — 36 20 — 27 83

Permutas Financieras 40 — — 36 20 — 27 83

Cobertura de Tipo de Cambio (291) 76 21 706 6 181 44 1.034

Cobertura de Flujos de Caja (289) — — 608 1 181 — 790

Permutas Financieras (289) — — 582 — 181 — 763

Futuros — — — 26 1 — — 27

Cobertura de Valor Razonable (2) 76 21 98 5 — 44 244

Permutas Financieras (2) 76 21 98 5 — 44 244


2 — 30 — — — — 30

Permutas Financieras 2 — 30 — — — — 30

DERIVADOS FÍSICOS 14 3.937 448 406 — — — 4.791

De Tipo de Cambio (1) 689 62 405 — — — 1.156

De Cobertura: (11) 499 62 — — — — 561

Futuros (11) 499 62 — — — — 561

No Cobertura 10 190 — 405 — — — 595

Futuros 10 190 — 405 — — — 595

De Precio 15 3.248 386 1 — — — 3.635

De Cobertura (3) 221 160 — — — — 381

Permutas Financieras (3) 221 160 — — — — 381

otros — — — — — — — —

No Cobertura de Combustibles (1) 1.142 102 1 — — — 1.245

Permutas Financieras (5) 1.077 102 1 — — — 1.180

otros 4 65 — — — — — 65

No Cobertura de Electricidad 19 1.885 124 — — — — 2.009

Permutas Financieras 17 1.781 124 — — — — 1.905

otros 2 104 — — — — — 104

Total (266) 4.018 504 1.320 36 255 290 6.423


Millones de Euros

Derivados


Valor Razonable

Valor Nocional

2013 2014 2015 2016 2017 Siguientes Total

DERIVADOS FINANCIEROS (339) 918 895 91 414 109 227 2.654

Cobertura de Tipo de Interés (50) 8 181 12 123 109 182 615

Cobertura de Flujos de Caja (67) 8 181 12 87 89 155 532

Permutas Financieras (67) 8 181 12 87 89 155 532

opciones — — — — — — — —

Cobertura de Valor Razonable 17 — — — 36 20 27 83

Permutas Financieras 17 — — — 36 20 27 83

Cobertura de Tipo de Cambio (290) — 714 34 291 — 45 1.084

Cobertura de Flujos de Caja (308) — 634 — 189 — — 823

Permutas Financieras (308) — 634 — 189 — — 823

Cobertura de Valor Razonable 18 — 80 34 102 — 45 261

Permutas Financieras 18 — 80 34 102 — 45 261


1 910 — 45 — — — 955

Permutas Financieras 1 910 — 45 — — — 955

DERIVADOS FÍSICOS (50) 4.252 351 8 1 — — 4.612

De Tipo de Cambio 2 552 — — — — — 552

De Cobertura: 1 479 — — — — — 479

Futuros 1 479 — — — — — 479

No Cobertura 1 73 — — — — — 73

Futuros 1 73 — — — — — 73

De Precio (52) 3.700 351 8 1 — — 4.060

De Cobertura (32) 615 — — — — — 615

Permutas Financieras (32) 615 — — — — — 615

otros — — — — — — — —

No Cobertura de Combustibles (10) 1.360 260 8 1 — — 1.629

Permutas Financieras 4 1.106 249 8 1 — — 1.364

otros (14) 254 11 — — — — 265

No Cobertura de Electricidad (10) 1.725 91 — — — — 1.816

Permutas Financieras (23) 1.613 63 — — — — 1.676

otros 13 112 28 — — — — 140

OTRAS COBERTURAS (2) 55 7 — — — — 62

Total (391) 5.225 1.253 99 415 109 227 7.328

El importe nocional contractual de los contratos formalizados

no supone el riesgo asumido por ENDESA, ya que este impor-

te únicamente responde a la base sobre la que se realizan los

cálculos de la liquidación del derivado.

En relación con las coberturas de flujos de efectivo, el importe

registrado en el Estado del Resultado Consolidado adjunto de

la parte ineficaz de la cobertura asciende a 9 millones de gasto

en el ejercicio 2013 (10 millones de euros en el ejercicio 2012).

En las coberturas de valor razonable el importe registrado en

el Estado del Resultado Consolidado adjunto del derivado y

del elemento cubierto ha sido la siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

Ingresos Gastos Ingresos Gastos

Elementos Cubiertos (Nota 32) 9 5 8 11

Derivados (Nota 32) (*) 6 7 5 6

Total 15 12 13 17

(*) Sin liquidaciones.

En 2013 no se han producido interrupciones de derivados de-

signados inicialmente como coberturas de flujos de efectivo.

El impacto en el Estado del Resultado Consolidado adjunto

del ejercicio 2012 fue de 5 millones de euros positivos.


21. Desglose de activos y pasivos financieros no corrientes y corrientes objeto de compensación según lo dispuesto en la NIIF 7

El detalle de los activos y pasivos financieros no corrientes y corrientes objeto de compensación a 31 de diciembre de 2013 y

2012 es como sigue:

Millones de Euros


Importes bajo Acuerdos de Compensación no Compensados

Importe Bruto de Activos

Financieros

Importe Objeto de

Compensación

Importes Netos de Activos

Financierospresentados

en los Estados Financieros

Instrumento Financiero

Garantías Financieras

Importe Neto

Activos Financieros no Corrientes (Nota 10) 3.303 — 3.303 (6) — 3.297

Derivados 43 — 43 (6) — 37

Total Activo no Corriente 3.303 — 3.303 (6) — 3.297

Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar (Nota 12)

5.031 (52) 4.979 (187) — 4.792

Clientes por Ventas y Prestación de Servicios 4.132 (52) 4.080 (104) — 3.976

Derivados 116 — 116 (83) — 33

Total Activo Corriente 5.031 (52) 4.979 (187) — 4.792

Millones de Euros



Importe Bruto de Activos

Financieros

Importe Objeto de

Compensación

Importes Netos de Activos

Financierospresentados




Importe Neto

Activos Financieros no Corrientes (Nota 10) 1.965 — 1.965 (5) — 1.960

Derivados 96 — 96 (5) — 91

Total Activo no Corriente 1.965 — 1.965 (5) — 1.960

Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar (Nota 12)

5.474 (149) 5.325 (407) — 4.918

Clientes por Ventas y Prestación de Servicios 4.718 (149) 4.569 (318) — 4.251

Derivados 106 — 106 (89) — 17

Total Activo Corriente 5.474 (149) 5.325 (407) — 4.918


Millones de Euros



Importe Bruto de Pasivos

Financieros

Importe Objeto de

Compensación

Importes Netos de Pasivos

Financieros presentados




Importe Neto

otros Pasivos no Corrientes (Nota 23) 601 — 601 (5) — 596

Derivados 6 — 6 (5) — 1

Total Pasivo no Corriente 601 — 601 (5) 596

Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes (Nota 25)

9.339 (66) 9.273 (184) (4) 9.085

Acreedores Comerciales 5.093 (66) 5.027 (108) — 4.919

Derivados 104 — 104 (80) — 24

Total Pasivo Corriente 9.339 (66) 9.273 (184) (4) 9.085

Millones de Euros



Importe Bruto de Pasivos

Financieros

Importe Objeto de

Compensación

Importes Netos de Pasivos

Financieros presentados




Importe Neto

otros Pasivos no Corrientes (Nota 23) 577 — 577 (4) — 573

Derivados 9 — 9 (4) — 5

Total Pasivo no Corriente 577 — 577 (4) — 573

Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes (Nota 25)

8.889 (44) 8.845 (406) — 8.439

Acreedores Comerciales 6.139 (44) 6.095 (319) — 5.776

Derivados 154 — 154 (87) — 67

Total Pasivo Corriente 8.889 (44) 8.845 (406) — 8.439


22. Desglose de activos y pasivos no corrientes y corrientes valorados a valor razonable según lo dispuesto en la NIIF 13

Las clasificaciones de los activos no corrientes y corrientes va-

lorados a valor razonable del Estado de Situación Financiera

Consolidado por niveles en jerarquía de valor razonable a 31

de diciembre de 2013 y 2012 son las siguientes:

Millones de Euros


Valor Razonable Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3

Valores Representativos de Deuda

— — — —

Derivados de Deuda 43 — 43 —

Derivados por operaciones Físicas 8 2 6 —

otros Derivados — — — —

Activos Financieros CINIIF 12 618 — 618 —

otros Activos Financieros — — — —

Total Activo no Corriente 669 2 667 —


— — — —


Derivados por operaciones Físicas

108 18 90 —


otros Activos Financieros 225 225 — —

Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas

3 — 3 —

Total Activo Corriente 383 243 140 —

Millones de Euros




— — — —



otros Derivados — — — —

Activos Financieros CINIIF 12 594 — 594 —


Total Activo no Corriente 695 1 694 —


— — — —

Derivados de Deuda — — — —


105 9 96 —




78 — 78 —

Total Activo Corriente 184 9 175 —

Las clasificaciones de los pasivos no corrientes y corrientes va-

lorados a valor razonable del Estado de Situación Financiera

Consolidado por niveles en jerarquía de valor razonable a 31

de diciembre de 2013 y 2012 son las siguientes:

Millones de Euros



Deudas con Entidades de Crédito 6 — 6 —


77 — 77 —



6 1 5 —

otras Coberturas — — — —

otros Pasivos Financieros — — — —

Total Pasivo no Corriente 281 1 280 —



256 — 256 —



102 12 90 —

otras Coberturas 2 — 2 —


Total Pasivo Corriente 560 12 548 —

Millones de Euros





368 — 368 —





Total Pasivo no Corriente 846 1 845 —


6 — 6 —


— — — —




otros Pasivos Financieros 3 — — 3

Total Pasivo Corriente 166 8 155 3


A continuación se detalla una conciliación entre los saldos

iniciales y finales para aquellos pasivos corrientes cuyo valor

razonable se califica como Nivel 3:

Millones de Euros

Saldo a 31 de Diciembre de 2011 6

Pérdida imputada en Resultado Financiero (3)

Diferencias de Conversión —

Saldo a 31 de Diciembre de 2012 3

Pérdida imputada en Resultado Financiero (3)

Diferencias de Conversión —

Saldo a 31 de Diciembre de 2013 —

El valor razonable del Nivel 2 se calcula tomando en conside-

ración variables distintas a los precios cotizados incluidos en

el Nivel 1 que sean observables en el mercado para el activo

o pasivo, directa o indirectamente. Los métodos y las hipóte-

sis utilizadas para determinar los valores razonables de este

Nivel, por clase de activos financieros o pasivos financieros,

tienen en consideración la estimación de los flujos de caja fu-

turos y descontados al momento actual con las curvas cupón

cero de tipos de interés de cada divisa del último día hábil de

cada mes y, dicho importe, se convierte en euros teniendo en

consideración el tipo de cambio del último día hábil de cada

mes. Todas las valoraciones descritas se realizan a través de

herramientas internas.

Los importes reconocidos como Activos Financieros CINI-

IF 12, cuyo valor razonable ha sido determinado median-

te hipótesis de Nivel 2, corresponden a la indemnización

a recibir al vencimiento de los contratos de concesión por

las sociedades brasileñas Ampla Energia e Serviços, S.A. y

Companhia Energética do Ceará, S.A., derivada de la Ley

Provisional Nº 579 del 11 de septiembre del Gobierno de

Brasil, que pasó a ser definitiva el 13 de enero de 2013 (Ley

Federal 12.783/13) (véase Nota 10.2). Esta Ley establece

que dicha indemnización será determinada por el valor de

reposición de los activos en concesión que al final del pe-

riodo de concesión no hayan sido amortizados, para cuya

estimación, a efectos de registrar el activo financiero, se uti-

lizan valores observables, en concreto, el valor neto de re-

posición calculado por el regulador energético en la última

revisión tarifaria, y el índice General de Precios de mercado

(IGPm) brasileño.

El valor razonable del Nivel 3 fue determinado mediante la

aplicación de un método tradicional de flujos de caja des-

contados. Las proyecciones de estos flujos de caja consideran

algunos supuestos desarrollados internamente, los cuales,

fundamentalmente, corresponden a estimaciones de precios

y niveles de producción de energía y potencia a firme y de

costes de operación y mantenimiento de algunas de nuestras

centrales.

Ninguno de los posibles escenarios razonables previsibles de

las hipótesis indicadas en el párrafo anterior, daría como re-

sultado un cambio significativo en el valor razonable de los

instrumentos financieros incluidos en este nivel.


23. Otros pasivos no corrientes

24. Activos y pasivos por impuesto diferido

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el origen de los impuestos

diferidos registrados en ambos ejercicios es el siguiente:

Millones de Euros

Impuestos Diferidos de Activo con Origen en



Amortizaciones de Activos materiales e Inmateriales

285 199

Dotaciones para Fondos de Pensiones y Expedientes de Regulación de Empleo

720 870

otras Provisiones 369 400

Bases Imponibles Negativas 16 31

Deducciones de Cuota pendientes de Aplicar

59 56

otros 463 428

Total 1.912 1.984

Millones de Euros

Impuestos Diferidos de Pasivo con Origen en



Amortización Fiscal Acelerada de Activos

1.263 1.403

otros 850 951

Total 2.113 2.354

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el importe de los impues-

tos diferidos compensables es de 955 y 1.038 millones de eu-

ros, respectivamente.

Del importe total de activos y pasivos por impuestos diferidos

registrados a 31 de diciembre de 2013 y 2012, no resultan

compensables los que se detallan a continuación:

Millones de Euros



Impuestos Diferidos de Activo No Compensables

957 946

Impuestos Diferidos de Pasivo No Compensables

1.158 1.316

Los movimientos de los epígrafes de «Activos por Impuesto

Diferido» y «Pasivos por Impuesto Diferido» del Estado de

Situación Financiera Consolidado adjunto en ambos ejer-

cicios son:



Millones de Euros



Fianzas y Depósitos (Nota 10.1) 450 457


otras Cuentas a Pagar 145 111

Total 601 577


Millones de Euros

Activos por Impuesto DiferidoSaldo a

31/12/2012


de Sociedades

Cargo/ (Abono)

Pérdidas y Ganancias

Cargo/ (Abono)

PatrimonioDiferencias


y OtrosSaldo a

31/12/2013


199 — 114 — (22) (6) 285


870 — (126) (12) (12) — 720

otras Provisiones 400 — (6) — (32) 7 369

Bases Imponibles Negativas 31 — (20) 8 (3) — 16

Deducciones de Cuota Pendientes de Aplicar 56 — 11 (9) — 1 59

otros 428 — 64 — (26) (3) 463

Total 1.984 — 37 (13) (95) (1) 1.912

Millones de Euros

Activos por Impuesto DiferidoSaldo a

31/12/2011


de Sociedades (*)

Cargo/ (Abono)


Cargo/ (Abono)



y OtrosSaldo a

31/12/2012


51 (23) 5 — 6 160 199


870 — (68) 35 (7) 40 870

otras Provisiones 478 — (25) — (15) (38) 400

Bases Imponibles Negativas 35 — — — 1 (5) 31

Deducciones de Cuota Pendientes de Aplicar 25 — 24 9 — (2) 56

otros 384 — 238 (6) (4) (184) 428

Total 1.843 (23) 174 38 (19) (29) 1.984

(*) Corresponde principalmente a la salida del perímetro de consolidación de Nueva marina Real Estate, S.L. (véase Nota 2.3.3).

Millones de Euros

Pasivos por Impuesto DiferidoSaldo a

31/12/2012

Incorporación/(Reducción )

de Sociedades

Cargo/ (Abono)


Cargo/ (Abono)



y OtrosSaldo a

31/12/2013

Amortización Fiscal Acelerada de Activos 1.403 — (47) — (96) 3 1.263

otros 951 — (54) (16) (33) 2 850

Total 2.354 — (101) (16) (129) 5 2.113

Millones de Euros

Pasivos por Impuesto DiferidoSaldo a

31/12/2011

Incorporación/(Reducción )

de Sociedades (*)

Cargo/ (Abono)


Cargo/ (Abono)



y OtrosSaldo a

31/12/2012

Amortización Fiscal Acelerada de Activos 1.198 — 95 — 21 89 1.403

otros 795 1 275 11 (14) (117) 951

Total 1.993 1 370 11 7 (28) 2.354

(*) Corresponde principalmente a la salida del perímetro de consolidación de Nueva marina Real Estate, S.L. (véase Nota 2.3.3).


La recuperación de los saldos de activos por impuestos diferi-

dos depende de la obtención de beneficios fiscales suficien-

tes en el futuro. Los Administradores de la Sociedad Domi-

nante consideran que las previsiones de beneficios futuros de

las distintas sociedades de ENDESA cubren sobradamente los

necesarios para recuperar estos activos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012, el detalle de las bases

imponibles negativas de ejercicios anteriores susceptibles de

compensación con futuros beneficios y el año hasta el cual

pueden ser utilizadas es el siguiente:

Millones de Euros



2014 6 8

2015 1 1

2016 55 76

2017 130 174

2018 67 —

Sin límite temporal 99 241

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 ENDESA no ha reconocido

activos por impuestos diferidos correspondientes a pérdidas

fiscales por importe de 102 y 72 millones de euros, respecti-

vamente.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el detalle de las deduccio-

nes de cuota pendientes de aplicar con futuros beneficios y el

año hasta el cual pueden ser utilizadas es el siguiente:

Millones de Euros



2016 — 2

2017 — 5

2018 2 —

2021 3 —

2022 3 3

2023 2 —

2026 3 4

2027 10 9

2028 13 —

2029 3 9

2030 15 15

2031 6 —

ENDESA no ha registrado el impuesto diferido de pasivo aso-

ciado con beneficios no distribuidos de Sociedades Depen-

dientes en las que la posición de control que ejerce sobre di-

chas sociedades permite gestionar el momento de reversión

de las diferencias temporarias, y se estima que es probable que

éstas no reviertan en un futuro próximo. A 31 de diciembre de

2012, el importe del impuesto diferido de pasivo no registra-

do ascendía a 135 millones de euros. Como consecuencia de

la ampliación de capital llevada a cabo en Enersis, S.A. (véase

Nota 15.2) mediante la aportación del 100% del capital social

de Cono Sur Participaciones, S.L.u., sociedad propietaria de sus

participaciones directas en la región, el valor fiscal de las So-

ciedades Dependientes se ha visto incrementado por lo que, a

31 de diciembre de 2013, la diferencia entre el valor contable

y fiscal de estas participaciones supone la existencia de un im-

puesto diferido de pasivo no registrado cuyo importe asciende

a 182 millones de euros y un impuesto diferido de activo no

registrado cuyo importe asciende a 331 millones de euros.


25. Acreedores comerciales y otros pasivos corrientes



Millones de Euros



Acreedores Comerciales 5.093 6.139

Pasivos por Impuestos: 1.238 916

Impuesto sobre Sociedades 631 463

Hacienda Pública Acreedora por IVA 104 112

otros Impuestos 503 341


Dividendo a Pagar 1.825 186

otras Cuentas por Pagar 1.079 1.494

Total 9.339 8.889

El periodo medio para el pago a proveedores es de 63 días

en 2013 (33 días en el Negocio en España y Portugal, y

100 días en el Negocio en Latinoamérica) y 53 días en 2012

(29 días en el Negocio en España y Portugal, y 85 días en el Ne-

gocio en Latinoamérica), por lo que el valor razonable no di-

fiere de forma significativa de su valor contable.

25.1. Información sobre los aplazamientos de pago efectuados a proveedores. Disposición adicional tercera. «Deber de información» de la Ley 15/2010, de 5 de julio

A continuación se incluye la información relativa al grado de

cumplimiento por las sociedades españolas de ENDESA de

los plazos establecidos, para el pago a proveedores por la Ley

15/2010, de 5 de julio durante los ejercicios 2013 y 2012:

Millones de Euros

Pagos Realizados y Pendientes de Pago



Importe % Importe %

Dentro del Plazo máximo Legal 21.145 96 21.259 97

Resto 810 4 711 3

Total Pagos del Ejercicio 21.955 100 21.970 100

Plazo medio Ponderado Excedido (Días) de Pagos

13 11

Aplazamientos que a la Fecha de Cierre Sobrepasan el Plazo máximo Legal

34 19

26. Provisiones corrientes

El desglose de este epígrafe del Estado de Situación Financie-

ra Consolidado adjunto a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es

como sigue:

Millones de Euros



Planes de Reestructuración de Plantilla (Nota 17.2)

323 405

Derechos de Emisión de Co2 (Notas 7.1)

137 223

otras Provisiones Corrientes 263 274

Total 723 902


27. Ingresos

El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Conso-

lidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros



Ventas 29.677 32.284

otros Ingresos de Explotación 1.526 1.649

Total 31.203 33.933

27.1. Ventas

El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Conso-

lidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

Ventas de Energía: 25.655 28.426

Ventas Comercialización Último Recurso

3.993 4.841

otras Ventas de Electricidad a Clientes

16.559 17.351

Ventas de Electricidad Mercado Mayorista

1.479 2.275

Trading de Electricidad 13 76

Comercialización de Gas 2.074 1.929

Compensaciones de los Sobrecostes de la Generación Extrapeninsular

1.537 1.954

Ingresos Regulados de Distribución de Electricidad

2.001 2.025

otras Ventas y Prestaciones de Servicios

2.021 1.833

Total 29.677 32.284

El detalle de las ventas clasificadas por las principales áreas

geográficas donde opera ENDESA es como sigue:

Millones de Euros

2013 2012

España 18.695 20.447

Chile 2.701 2.978

Brasil 2.576 3.144

Colombia 1.976 1.964

Argentina 1.025 1.229

Perú 905 941

otros 1.799 1.581

Total 29.677 32.284

27.2. Otros ingresos de explotación

El detalle de otros ingresos de explotación correspondiente a

los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

Variación Derivados materias Energéticas

449 411

Ingresos para mejoras de las Infraestructuras (CINIIF 12) (Nota 3d.1)

242 244

Derechos de Emisión de Co2 (Notas 7.1 y 16)

— 157

Prestación de Servicios en Instalaciones 167 188

Imputación a Resultados de Subvenciones

162 180

otros 506 469

Total 1.526 1.649


29. Gastos de personal

La composición de esta partida del Estado del Resultado Con-

solidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es la siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

Sueldos y Salarios 1.288 1.330

Aportaciones a Planes de Pensiones (Nota 17.1)

67 68

Provisiones por Planes de Reestructuración de Plantilla (Nota 17.2)

(64) (30)

otros Gastos de Personal y Cargas Sociales

479 395

Total 1.770 1.763

28. Otros aprovisionamientos variables y servicios



Millones de Euros

2013 2012

Canon e Impuestos medioambientales 612 61

Variación Derivados materias Energéticas

470 481

Tributos Asociados a los Ingresos 294 545

Gastos para mejoras de las Infraestructuras (CINIIF 12) (Nota 3d.1)

242 244

Tasa ocupación Vía Pública/Alumbrado

220 226

Tratamiento de Residuos Radioactivos 179 174

Derecho de Emisión de Co2 (Notas 7.1 y 16)

88 225

otros Gastos Variables 419 567

Total 2.524 2.523


30. Otros gastos fijos de explotación

31. Amortizaciones y pérdidas por deterioro

El detalle de este epígrafe del Estado del Resultado Consolida-

do adjunto de los ejercicios 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

Dotación Amortización Inmovilizado material (Nota 5)

1.870 1.894

Dotación Pérdidas por Deterioro Inmovilizado material e Inversiones Inmobiliarias (Notas 5 y 6)

(1) 141

Dotación Amortización Activo Intangible (Nota 7)

240 258

Dotación Pérdidas por Deterioro Activo Intangible (Nota 7)

131 83

Dotación Pérdidas por Deterioro Fondo de Comercio (Notas 8, 33 y 35)

— 81

Dotación Provisiones para Insolvencias y otros (Nota 12)

178 130

Total 2.418 2.587

A 31 de diciembre de 2012, el epígrafe de «Dotación Pérdidas

por Deterioro Inmovilizado material e Inversiones Inmobilia-

rias» incluía principalmente 60 millones de euros de la Central

Nuclear Santa maría de Garoña como consecuencia de la de-

cisión tomada por el Consejo de Administración de Nuclenor,

S.A. el 28 de diciembre de 2012 de cesar la actividad de dicha

central (véase Nota 5.1), y 66 millones de euros sobre los acti-

vos de la actividad de minería en España como consecuencia

del aumento en los costes futuros sobre los previstos anterior-

mente por las reducciones de las ayudas del Gobierno para

los planes de reestructuración de la minería (véase Nota 5.1).

Asimismo, en este epígrafe se incluía la reversión por pérdidas

de deterioro en inversiones inmobiliarias por importe de 11

millones de euros (véase Nota 6).

A 31 de diciembre de 2013, el epígrafe de «Dotación Pérdidas

por Deterioro Activo Intangible» incluye principalmente 44 mi-

llones de euros por el saneamiento de determinados activos

de distribución en Brasil que han dejado de estar operativos,

la dotación de 89 millones de euros por la pérdida de valor de

los derechos de emisión (véase Nota 7), así como una reversión

relativa a pérdidas por contratos onerosos de compra aplazada

de derechos de emisión, por importe de 2 millones de euros.

A 31 de diciembre de 2012, el epígrafe «Dotación Pérdidas por

Deterioro Activo Intangible» incluía, fundamentalmente, la do-

tación a la provisión por la pérdida de valor de los derechos de

emisión por importe de 214 millones de euros (véase Nota 7)

así como una reversión relativa a pérdidas por contratos onero-

sos de compra aplazada de derechos de emisión, por importe

de 114 millones de euros; y el epígrafe de «Dotación Pérdidas

por Deterioro Fondo de Comercio» incluye 67 millones de eu-

ros adicionales de ENDESA Ireland Limited (véanse Notas 33

y 35) con el fin de ajustar el valor de los activos a su precio es-

timado de venta y 14 millones de euros correspondientes al

deterioro del fondo de comercio de ENDESA Carbono, S.L.u.

(véase Nota 8).



Millones de Euros

2013 2012

Reparaciones y Conservación 564 614

Primas de Seguros 108 98

Servicios de Profesionales Independientes y Servicios Externalizados

87 90

Arrendamientos y Cánones (Nota 5.1) 70 94

Tributos y Tasas 57 100

Gastos de Viajes 32 49

otros Gastos Fijos de Explotación 1.203 1.205

Total 2.121 2.250


32. Resultado financiero neto

El desglose del epígrafe «Resultado Financiero» del Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios 2013 y 2012

es el siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

Ingresos Financieros 499 566

Ingresos de Efectivo y otros medios Líquidos Equivalentes 156 110

Ingresos por otros Activos Financieros 62 98

Ingresos Financieros CINIIF 12 (Nota 10.2) 83 180

otros Ingresos Financieros 198 178

Gastos Financieros (729) (1.032)

Por Deuda (541) (679)

Por Provisiones (93) (242)

Gastos Financieros Activados (Notas 3a, 3d y 3i) 50 49

otros Gastos Financieros (145) (160)

Resultados por Instrumentos Financieros Derivados (55) (78)

Resultados por Coberturas de Flujos de Efectivo (70) (61)

Resultados por Derivados a Valor Razonable con Cambios en Resultados (21) (33)

Resultados por Coberturas de Valor Razonable (Nota 20) 32 19

Resultados por Valoración de Instrumentos Financieros a Valor Razonable (Nota 20) 4 (3)

Resultados por Obligaciones Post-Empleo (59) (55)

Ingreso Neto por obligaciones Post-Empleo (Nota 17.1) — 9

Gasto Neto por obligaciones Post-empleo (Nota 17.1) (59) (64)

Diferencias de Cambio (6) (42)

Positivas 240 167

Negativas (246) (209)

Resultado Financiero Neto (350) (641)


33. Resultado en ventas de activos

El resultado bruto en venta de activos durante el ejercicio

2013 ha ascendido a 24 millones de euros positivos. Las prin-

cipales operaciones de venta realizadas durante el ejercicio

2013 han sido las siguientes:

• Con fecha 28 de junio de 2013, se ha procedido a la ven-

ta por parte de ENDESA de la participación del 12% en el

capital social de medgaz, S.A. a Compañía Española de Pe-

tróleos, S.A.u. (CEPSA) (véase Nota 35). El precio total de la

venta ha sido de 84 millones de euros, habiéndose gene-

rado un resultado positivo por importe de 64 millones de

euros por la referida venta.

• Con fecha 9 de diciembre de 2013, se ha producido la venta

de la participación del 20% mantenida por ENDESA Gas,

S.A.u. sobre el capital social de ENDESA Gas T&D, S.L. (véa-

se Nota 9.1) a Augusta Global Coöperative u.A. y Zaragoza

International Coöperative u.A., fondos de infraestructuras

gestionados por Goldman Sachs. El precio total de la venta

ha sido de 130 millones de euros, lo que ha generado un

resultado positivo de 12 millones de euros.

• Diversas operaciones de «factoring» realizadas durante el

ejercicio con un coste de 38 millones de euros.

• otros resultados por importe de 14 millones de euros, ne-

gativos, derivados de ventas de activos realizadas en el ejer-

cicio.

El resultado bruto en venta de activos durante el ejercicio

2012 ascendieron a 15 millones de euros negativos. Las prin-

cipales operaciones de venta realizadas durante el ejercicio

2012 fueron las siguientes:

• Con fecha 9 de octubre de 2012 se llevó a cabo la venta del

100% del capital social de ENDESA Ireland Limited (véanse

Notas 2.3.1 y 35). El precio total de la venta fue de 286 mi-

llones de euros, precio que incluye la valoración de los de-

rechos de emisión de Co2 y de las reservas de combustibles

de la Sociedad, habiéndose generado un resultado positivo

por importe de 6 millones de euros por la referida venta.

• Con fecha 18 de diciembre de 2012, se llevó a cabo la venta

del 47% del capital social de Distribución y Comercializa-

ción de Gas Extremadura, S.A. y el 40% de Gas Extrema-

dura Transportista, S.L. habiéndose generado un resultado

positivo por importe total de 8 millones de euros (véase

Nota 2.3.1).

• Con fecha 20 de diciembre de 2012, ENDESA formalizó la

venta de su participación del 10,58% en Euskaltel, S.A. con

International Cable, B.V. habiendo registrado un resultado

negativo de 13 millones de euros en el Estado del Resulta-

do Consolidado.

• Diversas operaciones de «factoring» realizadas durante el

ejercicio con un coste de 42 millones de euros.

• otros resultados por importe de 6 millones de euros po-

sitivos, derivados de ajustes en precio de las operaciones

de desinversión en los activos de Compañía Americana de

multiservicios, Ltda y Sociedades Dependientes realizadas

en el ejercicio anterior.

• otros resultados por importe de 20 millones de euros, po-

sitivos, derivados de ventas de activos realizadas en el ejer-

cicio.


34. Impuesto sobre sociedades

El desglose del epígrafe «Impuesto sobre Sociedades» del

Estado del Resultado Consolidado adjunto de los ejercicios

2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

2013 2012

Impuesto del Ejercicio Corriente 1.213 889

Impuesto del Ejercicio Diferido (Nota 24)

(138) 196

Regularizaciones Años Anteriores (12) 5

Provisiones Fiscales de Impuesto sobre Sociedades

12 (37)

Total 1.075 1.053

A continuación se presenta la conciliación entre el impuesto

sobre beneficios que resultaría de aplicar el tipo impositivo

general vigente en España al «Resultado Antes de Impuestos»

y el gasto registrado por el citado impuesto en el Estado del

Resultado Consolidado adjunto y la conciliación de éste con

la cuota líquida del impuesto sobre sociedades correspon-

diente a los ejercicios 2013 y 2012:

Millones de Euros

2013 2012

Resultado Antes de Impuestos 4.018 3.824

Resultado Antes de Impuestos de Actividades Interrumpidas — —

Diferencias Permanentes 242 50

Resultado Ajustado 4.260 3.874

Tipo Impositivo (%) 30,0 30,0

Resultado Ajustado por Tipo Impositivo 1.278 1.162

Efecto de la Aplicación de Distintos Tipos Impositivos (24) 46

Deducciones de Cuota Imputadas a Resultados del Ejercicio (179) (123)

Gasto por Impuesto sobre Sociedades en el Estado del Resultado 1.075 1.085

Impuesto Registrado Directamente en Patrimonio en el Ejercicio (3) (3)

Total Impacto Fiscal del Ejercicio 1.072 1.082

Variación en el Ejercicio de Impuestos Diferidos (*) 141 (169)

Cuota Líquida 1.213 913

(*) Incluye un gasto de 30 millones de euros por el cambio de tipo impositivo en Chile durante el ejercicio 2012 (véase Nota 3ñ).


35. Activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas

A finales de 2010, ENDESA inició las gestiones para la venta

de la participación del 100% sobre el capital social de ENDE-

SA Ireland Limited, habiéndose materializado la venta a Scot-

tish and Southern Energy PLC en octubre de 2012 por un im-

porte de 286 millones de euros. En el ejercicio 2012 ENDESA

registró una provisión de 67 millones de euros en el epígrafe

«Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro» en el Estado del

Resultado Consolidado al objeto de adecuar el valor contable

de los activos de ENDESA Ireland Limited al precio de venta

estimado (véanse Notas 2.3.1 y 31).

Con fecha 28 de junio de 2013, se ha procedido a la venta

por parte de ENDESA de la participación del 12% en el capi-

tal social de medgaz, S.A. a Compañía Española de Petróleos,

S.A.u. (CEPSA), en un 47% y a Sonatrach S.P.A. en un 53%, en

ejercicio de su derecho de adquisición preferente. El precio

de la operación ha ascendido a 84 millones de euros e inclu-

ye la cesión a los compradores del crédito que ENDESA tiene

frente a medgaz, S.A. por un importe de 8 millones de euros.

Igualmente, los compradores han liberado a ENDESA de sus

garantías a favor del Banco Europeo de Inversiones en virtud

de un préstamo concedido por esta entidad a medgaz, S.A. y

que venía siendo respaldado por ENDESA en un importe de

94 millones de euros.

La operación de venta anteriormente descrita ha generado

un traspaso de 64 millones de euros desde el epígrafe «Ajus-

te por Cambio de Valor» del Patrimonio Neto del Estado de

Situación Financiera Consolidado al epígrafe «Resultado en

Ventas de Activos» del Estado del Resultado Consolidado del

ejercicio 2013 (véase Nota 15.1.5).

La Ley 16/2013, de 29 de octubre, por la que se establecen

determinadas medidas en materia de fiscalidad medioam-

biental y se adoptan otras medidas tributarias y financieras,

y la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del sumi-

nistro e incremento de la competencia en los Sistemas Eléctri-

cos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) han establecido que

la titularidad de las instalaciones de regasificación en los Sis-

temas Gasistas Insulares y Extrapeninsulares debe correspon-

der exclusivamente al Grupo empresarial del Gestor Técnico

del Sistema (actualmente, Enagás, S.A.). Asimismo, las citadas

leyes han establecido que los titulares de las instalaciones de

regasificación, entre los cuales se encuentra ENDESA, debe-

rán transmitirlas al Gestor Técnico del Sistema antes del 30

de abril de 2014 al valor de mercado que hubiesen acordado

las partes. En este sentido, tras la entrada en vigor el 31 de

octubre de 2013 de las citadas leyes, ENDESA ha iniciado las

gestiones para la venta de la participación del 47,18% que

ostenta sobre el capital social de la Compañía Transportista

de Gas Canarias, S.A.

Como consecuencia de ello, a 31 de diciembre de 2013, dicha

participación, junto con el préstamo otorgado, se han regis-

trado como activos no corrientes mantenidos para la venta

por valor de 4 millones de euros.

Ninguno de los activos anteriormente descritos, ni los activos

que ya estaban registrados en este epígrafe del Estado de Si-

tuación Financiera Consolidado adjunto a 31 de diciembre de

2012 representa una línea de negocio o área geográfica sig-

nificativa, por lo que los Estados de Resultados Consolidados

de los ejercicios 2013 y 2012 no contemplan Resultados de

Actividades Interrumpidas.

A continuación se incluye el desglose por naturaleza de los

epígrafes «Activos no Corrientes mantenidos para la Venta y

de Actividades Interrumpidas» y «Pasivos Asociados a Activos

no Corrientes mantenidos para la Venta y de Actividades In-

terrumpidas» de los Estados de Situación Financiera Consoli-

dados adjuntos a 31 de diciembre de 2013 y 2012 junto con

su desglose por segmentos:


Millones de Euros


España y Portugal Latinoamérica Total España y Portugal Latinoamérica Total

ACTIVO

ACTIVO NO CORRIENTE 4 — 4 88 — 88

Inmovilizado material — — — — — —

Inversiones Inmobiliarias — — — — — —

Activo Intangible — — — — — —

Fondo de Comercio — — — — — —

Inversiones contabilizadas por el método de Participación

— — — — — —

Activos Financieros no Corrientes

4 — 4 88 — 88

Activos por Impuesto Diferido — — — — — —

ACTIVO CORRIENTE — — — — — —

Existencias — — — — — —

Deudores Comerciales y otras Cuentas a Cobrar

— — — — — —

Activos Financieros Corrientes — — — — — —

Efectivo y otros medios Líquidos Equivalentes

— — — — — —

Total Activo 4 — 4 88 — 88

PASIVO NO CORRIENTE — — — — — —

Ingresos Diferidos — — — — — —

Provisiones no Corrientes — — — — — —

Deuda Financiera no Corriente

— — — — — —

otros Pasivos no Corrientes — — — — — —

Pasivos por Impuesto Diferido — — — — — —

PASIVO CORRIENTE — — — — — —

Deuda Financiera Corriente — — — — — —

Provisiones Corrientes — — — — — —

Acreedores Comerciales y otros Pasivos Corrientes

— — — — — —

Total Pasivo — — — — — —


36. Información por segmentos

36.1. Criterios de segmentación

En el desarrollo de su actividad la organización de ENDESA

se articula sobre la base del enfoque prioritario a su negocio

básico, constituido por la generación, transporte, distribución

y comercialización de energía eléctrica, gas y servicios rela-

cionados, y establece dos grandes líneas de negocio, basada

cada una de ellas en un área geográfica:

• España y Portugal.

• Latinoamérica.

Aunque dentro de cada segmento geográfico ENDESA con-

sidera la existencia de una única actividad integrada vertical-

mente, a efectos de una mayor transparencia, se consideran

como segmentos secundarios la Generación y la Distribución,

incluyendo en cada uno de ellos la actividad de Comercializa-

ción vinculada al mismo.

Dado que la organización societaria de ENDESA coincide,

básicamente, con la de los negocios y, por tanto, de los seg-

mentos, los repartos establecidos en la información por

segmentos que se presenta a continuación se basan en la

información financiera de las sociedades que se integran en

cada segmento.

Los Estados de Situación Financiera Consolidados por seg-

mentos incluyen en la columna «Estructura» los saldos y

transacciones de las sociedades tenedoras de las participa-

ciones o «Holding» del Segmento y de las sociedades cuya

actividad es la de financiación, y en la columna «Ajustes y

eliminaciones de Consolidación» las eliminaciones y ajus-

tes propios del proceso de consolidación de los segmen-

tos.

Las operaciones entre segmentos forman parte del tráfico ha-

bitual en cuanto a su objeto y condiciones.

En los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de

2013 y 2012, ENDESA no posee, en ninguno de los segmen-

tos, ningún cliente externo que represente el 10% o más de

sus ingresos.


36.2. Información por segmentos

A continuación se presenta la información por segmentos de 2013 y 2012:

Información por Segmentos: Estados del Resultado correspondientes a los ejercicios 2013 y 2012

Millones de Euros

2013 2012

España y Portugal Latinoamérica Total


INGRESOS 21.512 9.691 31.203 23.146 10.787 33.933

Ventas 20.494 9.183 29.677 22.028 10.256 32.284

otros Ingresos de Explotación 1.018 508 1.526 1.118 531 1.649

APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS (15.951) (4.838) (20.789) (16.933) (6.172) (23.105)

Compras de Energía (5.274) (2.789) (8.063) (5.848) (2.964) (8.812)

Consumo de Combustibles (2.817) (674) (3.491) (3.052) (1.429) (4.481)

Gastos de Transporte (6.106) (605) (6.711) (6.530) (759) (7.289)

otros Aprovisionamientos Variables y Servicios (1.754) (770) (2.524) (1.503) (1.020) (2.523)

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 5.561 4.853 10.414 6.213 4.615 10.828

Trabajos Realizados por el Grupo para su Activo

102 95 197 111 79 190

Gastos de Personal (1.043) (727) (1.770) (1.078) (685) (1.763)

otros Gastos Fijos de Explotación (1.343) (778) (2.121) (1.450) (800) (2.250)

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN 3.277 3.443 6.720 3.796 3.209 7.005

Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (*) (1.626) (792) (2.418) (1.798) (789) (2.587)

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 1.651 2.651 4.302 1.998 2.420 4.418

RESULTADO FINANCIERO (100) (250) (350) (261) (380) (641)

Ingreso Financiero 143 409 552 250 447 697

Gasto Financiero (271) (625) (896) (506) (790) (1.296)

Diferencias de Cambio Netas 28 (34) (6) (5) (37) (42)

Resultado Neto de Sociedades por el método de Participación

15 14 29 43 16 59

Resultado de otras Inversiones 11 2 13 1 2 3

Resultado en Ventas de Activos (4) 28 24 (38) 23 (15)

RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS 1.573 2.445 4.018 1.743 2.081 3.824

Impuestos sobre Sociedades (397) (678) (1.075) (348) (705) (1.053)

RESULTADO DESPUÉS DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES CONTINUADAS

1.176 1.767 2.943 1.395 1.376 2.771

RESULTADO DESPUÉS DE IMPUESTOS DE ACTIVIDADES INTERRUMPIDAS

— — — — — —

RESULTADO DEL EJERCICIO 1.176 1.767 2.943 1.395 1.376 2.771

Sociedad Dominante 1.176 703 1.879 1.410 624 2.034

Intereses Minoritarios — 1.064 1.064 (15) 752 737

(**) Durante los ejercicios 2013 y 2012 se han registrado pérdidas netas por deterioro por importe de 308 y 435 millones de euros, respectivamente.


Información por Segmentos: Estados de Situación Financiera a 31 de diciembre de 2013 y 2012

Millones de Euros




ACTIVO

Activo no Corriente 26.401 16.450 42.851 25.647 18.840 44.487

Inmovilizado material 21.520 10.533 32.053 22.457 11.649 34.106

Inversiones Inmobiliarias 15 62 77 14 74 88

Activo Intangible 669 1.621 2.290 863 1.909 2.772

Fondo de Comercio — 2.313 2.313 — 2.676 2.676


881 22 903 880 16 896

Activos Financieros no Corrientes 2.191 1.112 3.303 269 1.696 1.965

Activos por Impuesto Diferido 1.125 787 1.912 1.164 820 1.984

Activo Corriente 8.069 5.537 13.606 10.416 3.875 14.291

Existencias 1.008 118 1.126 1.171 135 1.306


3.168 1.863 5.031 3.652 1.822 5.474

Activos Financieros Corrientes 1.853 1.257 3.110 4.931 506 5.437

Efectivo y otros medios Líquidos Equivalentes 2.036 2.299 4.335 574 1.412 1.986

Activos no Corrientes mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas

4 — 4 88 — 88

TOTAL ACTIVO 34.470 21.987 56.457 36.063 22.715 58.778


Patrimonio Neto 15.669 11.100 26.769 15.635 10.734 26.369

De la Sociedad Dominante 15.669 4.852 20.521 15.642 5.011 20.653

De los Intereses Minoritarios — 6.248 6.248 (7) 5.723 5.716

Pasivo no Corriente 12.569 5.905 18.474 14.784 6.860 21.644

Ingresos Diferidos 4.557 25 4.582 4.440 6 4.446

Provisiones no Corrientes 3.008 619 3.627 3.659 722 4.381

Deuda Financiera no Corriente 3.505 4.046 7.551 5.194 4.692 9.886

otros Pasivos no Corrientes 501 100 601 442 135 577

Pasivos por Impuesto Diferido 998 1.115 2.113 1.049 1.305 2.354

Pasivo Corriente 6.232 4.982 11.214 5.644 5.121 10.765

Deuda Financiera Corriente 14 1.138 1.152 3 971 974

Provisiones Corrientes 594 129 723 787 115 902


5.624 3.715 9.339 4.854 4.035 8.889

Pasivos Asociados a Activos no Corrientes mantenidos para la Venta y de Actividades Interrumpidas

— — — — — —

TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO 34.470 21.987 56.457 36.063 22.715 58.778


Información por Segmentos: Estados de Flujos de Efectivo correspondientes a los ejercicios 2013 y 2012

Millones de Euros

2013 2012



Resultado Bruto antes de Impuestos e Intereses Minoritarios

1.573 2.445 4.018 1.743 2.081 3.824

Ajustes del Resultado 1.855 1.037 2.892 2.037 1.079 3.116

Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro 1.626 792 2.418 1.798 789 2.587

otros Ajustes del Resultado (Neto) 229 245 474 239 290 529

Cambios en el Capital Corriente (138) (373) (511) 135 97 232

otros Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación

(1.028) (820) (1.848) (801) (1.124) (1.925)

Cobro de Intereses 127 258 385 229 265 494

Cobro de Dividendos 6 12 18 12 1 13

Pagos de Intereses (218) (506) (724) (318) (599) (917)

Pagos de Impuesto sobre Sociedades (341) (505) (846) (247) (683) (930)

otros Cobros y Pagos de las Actividades de Explotación

(602) (79) (681) (477) (108) (585)

Flujos Netos de Efectivo procedentes de las Actividades de Explotación

2.262 2.289 4.551 3.114 2.133 5.247

Adquisiciones de Activos Fijos materiales y Activos Intangibles

(985) (1.414) (2.399) (1.017) (1.230) (2.247)

Enajenaciones de Activos Fijos materiales y Activos Intangibles

3 47 50 11 34 45

Inversiones en Participaciones Empresas del Grupo — — — (2) — (2)

Desinversiones en Participaciones Empresas del Grupo

214 — 214 276 — 276

Adquisiciones de otras Inversiones (2.675) (2.419) (5.094) (1.866) (596) (2.462)

Enajenaciones de otras Inversiones 3.778 1.657 5.435 2.008 226 2.234

Flujos de Efectivo por Variación de Perímetro — — — (1) — (1)

Subvenciones y otros Ingresos Diferidos 154 16 170 194 1 195

Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Inversión

489 (2.113) (1.624) (397) (1.565) (1.962)

Flujos de Efectivo por Instrumentos de Patrimonio

— 1.747 1.747 — — —

Disposiciones de Deuda Financiera no Corriente 32 1.054 1.086 2.176 621 2.797

Amortizaciones de Deuda Financiera no Corriente

(1.089) (130) (1.219) (457) (378) (835)

Flujo Neto de Deuda Financiera con Vencimiento Corriente

(762) (586) (1.348) (4.445) (416) (4.861)

Pagos de Dividendos de la Sociedad Dominante 530 (530) — (324) (318) (642)

Pagos a Intereses Minoritarios — (539) (539) — (589) (589)

Flujos Netos de Efectivo de las Actividades de Financiación

(1.289) 1.016 (273) (3.050) (1.080) (4.130)

Flujos Netos Totales 1.462 1.192 2.654 (333) (512) (845)

Variación de Tipo de Cambio en el Efectivo y otros medios Líquidos

— (305) (305) — 43 43

Variación de Efectivo y otros medios Líquidos 1.462 887 2.349 (333) (469) (802)

Efectivo y otros medios Líquidos Iniciales 574 1.412 1.986 907 1.881 2.788

Efectivo en Caja y Bancos 474 551 1.025 666 387 1.053

otros Equivalentes de Efectivo 100 861 961 241 1.494 1.735

Efectivo y otros medios Líquidos Finales 2.036 2.299 4.335 574 1.412 1.986

Efectivo en Caja y Bancos 750 312 1.062 474 551 1.025

otros Equivalentes de Efectivo 1.286 1.987 3.273 100 861 961



Millones de Euros

Negocio en España y Portugal

2013 2012

Generación Distribución Estructura

Ajustes y Eliminaciones

de Consolidación Total Generación Distribución Estructura


de Consolidación Total

INGRESOS 19.316 2.500 503 (807) 21.512 20.898 2.513 774 (1.039) 23.146

Ventas 18.545 2.221 447 (719) 20.494 20.013 2.253 433 (671) 22.028

otros Ingresos de Explotación

771 279 56 (88) 1.018 885 260 341 (368) 1.118

APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS

(16.092) (134) (52) 327 (15.951) (17.009) (165) (357) 598 (16.933)

Compras de Energía (5.389) — — 115 (5.274) (5.922) — — 74 (5.848)

Consumo de Combustibles (2.816) — — (1) (2.817) (3.053) — — 1 (3.052)

Gastos de Transporte (6.101) — — (5) (6.106) (6.526) — — (4) (6.530)

otros Aprovisionamientos Variables y Servicios

(1.786) (134) (52) 218 (1.754) (1.508) (165) (357) 527 (1.503)

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 3.224 2.366 451 (480) 5.561 3.889 2.348 417 (441) 6.213


3 99 — — 102 5 105 — 1 111

Gastos de Personal (513) (306) (224) — (1.043) (548) (326) (204) — (1.078)

otros Gastos Fijos de Explotación

(1.068) (523) (235) 483 (1.343) (1.203) (443) (245) 441 (1.450)

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN

1.646 1.636 (8) 3 3.277 2.143 1.684 (32) 1 3.796

Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (*)

(1.006) (617) (60) 57 (1.626) (1.210) (558) (64) 34 (1.798)

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 640 1.019 (68) 60 1.651 933 1.126 (96) 35 1.998

RESULTADO FINANCIERO (149) 29 21 (1) (100) (294) — 26 7 (261)

Ingreso Financiero 35 61 558 (511) 143 71 98 810 (729) 250

Gasto Financiero (189) (32) (560) 510 (271) (361) (98) (782) 735 (506)

Diferencias de Cambio Netas 5 — 23 — 28 (4) — (2) 1 (5)


16 — (1) — 15 27 15 1 — 43

Resultado de otras Inversiones 7 1 2.304 (2.301) 11 7 6 868 (880) 1

Resultado en Ventas de Activos (16) 12 — — (4) (34) 8 (12) — (38)

RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS

498 1.061 2.256 (2.242) 1.573 639 1.155 787 (838) 1.743

Impuestos sobre Sociedades (81) (309) (27) 20 (397) (71) (303) 44 (18) (348)


417 752 2.229 (2.222) 1.176 568 852 831 (856) 1.395


— — — — — — — — — —

RESULTADO DEL EJERCICIO 417 752 2.229 (2.222) 1.176 568 852 831 (856) 1.395

Sociedad Dominante 417 752 2.229 (2.222) 1.176 568 852 831 (841) 1.410

Intereses Minoritarios — — — — — — — — (15) (15)

(*) Durante los ejercicios 2013 y 2012 se han registrado pérdidas netas por deterioro por importe de 193 y 366 millones de euros, respectivamente.



Millones de Euros








ACTIVO

Activo no Corriente 11.802 14.545 33.310 (33.256) 26.401 12.589 14.571 34.537 (36.050) 25.647

Inmovilizado material 9.292 11.823 11 394 21.520 10.168 11.885 11 393 22.457

Inversiones Inmobiliarias — 3 19 (7) 15 — 4 18 (8) 14

Activo Intangible 403 159 127 (20) 669 597 168 118 (20) 863

Fondo de Comercio — — — — — — — 19 (19) —


845 23 5 8 881 818 50 6 6 880


638 2.139 32.977 (33.563) 2.191 368 2.059 34.161 (36.319) 269

Activos por Impuesto Diferido

624 398 171 (68) 1.125 638 405 204 (83) 1.164

Activo Corriente 5.217 1.033 3.814 (1.995) 8.069 6.421 642 6.423 (3.070) 10.416

Existencias 966 42 — — 1.008 1.136 35 — — 1.171


2.646 975 522 (975) 3.168 2.954 598 1.755 (1.655) 3.652

Activos Financieros Corrientes

1.337 7 1.529 (1.020) 1.853 1.989 8 4.349 (1.415) 4.931


264 9 1.763 — 2.036 254 1 319 — 574


4 — — — 4 88 — — — 88

TOTAL ACTIVO 17.019 15.578 37.124 (35.251) 34.470 19.010 15.213 40.960 (39.120) 36.063


Patrimonio Neto 7.657 4.690 21.247 (17.925) 15.669 7.266 5.994 20.666 (18.291) 15.635

De la Sociedad Dominante 7.657 4.690 21.247 (17.925) 15.669 7.261 5.994 20.666 (18.279) 15.642

De los Intereses Minoritarios — — — — — 5 — — (12) (7)

Pasivo no Corriente 5.451 8.675 11.722 (13.279) 12.569 6.982 6.428 16.739 (15.365) 14.784

Ingresos Diferidos 67 4.576 — (86) 4.557 68 4.463 — (91) 4.440

Provisiones no Corrientes 1.604 986 298 120 3.008 2.141 1.105 326 87 3.659

Deuda Financiera no Corriente 3.223 2.345 11.275 (13.338) 3.505 4.269 52 16.255 (15.382) 5.194

otros Pasivos no Corrientes 95 401 7 (2) 501 15 411 13 3 442

Pasivos por Impuesto Diferido

462 367 142 27 998 489 397 145 18 1.049

Pasivo Corriente 3.911 2.213 4.155 (4.047) 6.232 4.762 2.791 3.555 (5.464) 5.644

Deuda Financiera Corriente 47 4 2.026 (2.063) 14 225 5 2.789 (3.016) 3

Provisiones Corrientes 401 123 70 — 594 552 159 76 — 787


3.463 2.086 2.059 (1.984) 5.624 3.985 2.627 690 (2.448) 4.854


— — — — — — — — — —

TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO

17.019 15.578 37.124 (35.251) 34.470 19.010 15.213 40.960 (39.120) 36.063



Millones de Euros

Negocio en Latinoamérica

2013 2012






INGRESOS 3.868 6.732 98 (1.007) 9.691 4.624 7.155 111 (1.103) 10.787

Ventas 3.768 6.324 98 (1.007) 9.183 4.515 6.744 100 (1.103) 10.256

otros Ingresos de Explotación

100 408 — — 508 109 411 11 — 531

APROVISIONAMIENTOS Y SERVICIOS

(1.655) (4.106) (31) 954 (4.838) (2.472) (4.577) (29) 906 (6.172)

Compras de Energía (448) (3.172) — 831 (2.789) (586) (3.324) — 946 (2.964)

Consumo de Combustibles (674) — — — (674) (1.429) — — — (1.429)

Gastos de Transporte (372) (310) — 77 (605) (400) (437) — 78 (759)

otros Aprovisionamientos Variables y Servicios

(161) (624) (31) 46 (770) (57) (816) (29) (118) (1.020)

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN 2.213 2.626 67 (53) 4.853 2.152 2.578 82 (197) 4.615


31 64 — — 95 23 57 — (1) 79

Gastos de Personal (225) (441) (61) — (727) (203) (427) (56) 1 (685)

otros Gastos Fijos de Explotación

(184) (595) (41) 42 (778) (277) (664) (47) 188 (800)

RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN

1.835 1.654 (35) (11) 3.443 1.695 1.544 (21) (9) 3.209

Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro (**)

(369) (421) (6) 4 (792) (378) (419) (356) 364 (789)

RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 1.466 1.233 (41) (7) 2.651 1.317 1.125 (377) 355 2.420

RESULTADO FINANCIERO (258) (81) 55 34 (250) (254) (76) (59) 9 (380)

Ingreso Financiero 72 247 146 (56) 409 79 348 66 (46) 447

Gasto Financiero (264) (326) (88) 53 (625) (297) (427) (108) 42 (790)

Diferencias de Cambio Netas (66) (2) (3) 37 (34) (36) 3 (17) 13 (37)


14 — — — 14 77 41 — (102) 16

Resultado de otras Inversiones 2 — 20 (20) 2 1 — — 1 2

Resultado en Ventas de Activos 4 5 4 15 28 1 3 623 (604) 23

RESULTADOS ANTES DE IMPUESTOS

1.228 1.157 38 22 2.445 1.142 1.093 187 (341) 2.081

Impuestos sobre Sociedades (357) (305) (119) 103 (678) (342) (343) 46 (66) (705)


871 852 (81) 125 1.767 800 750 233 (407) 1.376


— — — — — — — — — —

RESULTADO DEL EJERCICIO 871 852 (81) 125 1.767 800 750 233 (407) 1.376

Sociedad Dominante 560 823 (81) (599) 703 504 718 233 (831) 624

Intereses Minoritarios 311 29 — 724 1.064 296 32 — 424 752

(*) Durante los ejercicios 2013 y 2012 se incluyen pérdidas netas por deterioro por importe de 115 y 69 millones de euros, respectivamente.



Millones de Euros








ACTIVO

Activo no Corriente 8.225 5.642 9.932 (7.349) 16.450 9.164 6.583 11.943 (8.850) 18.840

Inmovilizado material 7.399 3.229 28 (123) 10.533 8.159 3.510 33 (53) 11.649

Inversiones Inmobiliarias — — 62 — 62 — — 74 — 74

Activo Intangible 93 1.507 21 — 1.621 82 1.803 24 — 1.909

Fondo de Comercio 231 187 1.895 — 2.313 264 207 2.205 — 2.676


22 — — — 22 15 — 1 — 16


271 472 7.845 (7.476) 1.112 387 780 9.496 (8.967) 1.696

Activos por Impuesto Diferido

209 247 81 250 787 257 283 110 170 820

Activo Corriente 1.799 1.693 3.074 (1.029) 5.537 1.841 1.564 1.383 (913) 3.875

Existencias 83 28 7 — 118 107 21 7 — 135


1.005 1.038 297 (477) 1.863 873 1.064 284 (399) 1.822

Activos Financieros Corrientes

116 271 1.422 (552) 1.257 250 113 657 (514) 506


595 356 1.348 — 2.299 611 366 435 — 1.412


— — — — — — — — — —

TOTAL ACTIVO 10.024 7.335 13.006 (8.378) 21.987 11.005 8.147 13.326 (9.763) 22.715


Patrimonio Neto 4.928 3.257 11.537 (8.622) 11.100 5.403 3.695 11.560 (9.924) 10.734

De la Sociedad Dominante 3.481 2.456 11.537 (12.622) 4.852 3.971 3.248 11.560 (13.768) 5.011

De los Intereses Minoritarios 1.447 801 — 4.000 6.248 1.432 447 — 3.844 5.723

Pasivo no Corriente 2.889 2.119 590 307 5.905 3.309 2.302 918 331 6.860

Ingresos Diferidos — 25 — — 25 — 6 — — 6

Provisiones no Corrientes 102 488 29 — 619 112 584 26 — 722

Deuda Financiera no Corriente

2.214 1.284 554 (6) 4.046 2.507 1.305 884 (4) 4.692

otros Pasivos no Corrientes 57 40 3 — 100 93 80 1 (39) 135

Pasivos por Impuesto Diferido

516 282 4 313 1.115 597 327 7 374 1.305

Pasivo Corriente 2.207 1.959 879 (63) 4.982 2.293 2.150 848 (170) 5.121

Deuda Financiera Corriente 904 329 460 (555) 1.138 975 444 86 (534) 971

Provisiones Corrientes 45 76 8 — 129 55 56 4 — 115


1.258 1.554 411 492 3.715 1.263 1.650 758 364 4.035


— — — — — — — — — —

TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO

10.024 7.335 13.006 (8.378) 21.987 11.005 8.147 13.326 (9.763) 22.715


37. Saldos y transacciones con partes vinculadas

Las operaciones entre la Sociedad y sus Sociedades Depen-

dientes y de Control Conjunto, que son partes vinculadas, for-

man parte del tráfico habitual de la Sociedad en cuanto a su

objeto y condiciones y han sido eliminadas en el proceso de

consolidación y no se desglosan en esta Nota.

A efectos de la información incluida en esta Nota se han con-

siderado accionistas significativos de la Sociedad, en los ejer-

cicios 2013 y 2012, a todas las empresas que componen el

Grupo Enel y que no se integran en los Estados Financieros

Consolidados de ENDESA.

Todas las operaciones con partes vinculadas se realizan con

arreglo a los términos y condiciones habituales de mercado.

37.1. Gastos e ingresos y otras transacciones

Los saldos y operaciones relevantes realizadas durante los ejercicios 2013 y 2012 con partes vinculadas, todas ellas cerradas en

condiciones de mercado, han sido las siguientes:

37.1.1. Gastos e ingresos

Miles de Euros

2013

Accionistas Significativos

Administradores y Directivos

Personas, Sociedades o Entidades de

ENDESAOtras Partes

Vinculadas Total

Gastos Financieros 37.771 — — — 37.771

Contratos de Gestión o Colaboración 27.107 — — — 27.107

Transferencias de I+D y Acuerdos sobre Licencias — — — — —

Arrendamientos 1.129 — — — 1.129

Recepción de Servicios 173.693 — — — 173.693

Compra de Bienes (Terminados o en Curso) 181.013 — — — 181.013

Correcciones Valorativas por Deudas Incobrables o de Dudoso Cobro — — — — —

Pérdidas por Baja o Enajenación de Activos 70 — — — 70

otros Gastos (*) 185.308 — — — 185.308

GASTOS 606.091 — 606.091

Ingresos Financieros 1.721 3 — — 1.724




Prestación de Servicios 4.228 — — — 4.228

Venta de Bienes (Terminados o en Curso) 30.884 — — — 30.884

Beneficios por Baja o Enajenación de Activos — — — — —

otros Ingresos 139.444 — — — 139.444

INGRESOS 198.465 3 — — 198.468

(*) Se incluyen 5.040 miles de euros que se han registrado en «otro Resultado Global».


Miles de Euros

2012




ENDESAOtras Partes

Vinculadas Total

Gastos Financieros 40.080 — — — 40.080



Arrendamientos — — — — —

Recepción de Servicios 169.570 — — — 169.570

Compra de Bienes (Terminados o en Curso) 165.790 — — — 165.790

Correcciones Valorativas por Deudas Incobrables o de Dudoso Cobro — — — — —

Pérdidas por Baja o Enajenación de Activos — — — — —

otros Gastos 228.510 — — — 228.510

GASTOS 648.640 — — 648.640

Ingresos Financieros 2.230 19 — — 2.249




Prestación de Servicios 6.520 — — — 6.520

Venta de Bienes (Terminados o en Curso) 12.670 — — — 12.670

Beneficios por Baja o Enajenación de Activos — — — — —

otros Ingresos (*) 149.590 — — — 149.590

INGRESOS 190.060 19 — — 190.079

(*) Se incluyen 32.180 miles de euros que se han registrado en «otro Resultado Global».

Las principales transacciones con partes vinculadas incluidas

dentro del apartado «otros gastos» del ejercicio 2013 corres-

ponden a compras de energía por importe de 5 millones de

euros (107 millones de euros en 2012) y variaciones negati-

vas en el valor razonable de instrumentos financieros deriva-

dos de electricidad y otros productos energéticos por impor-

te de 180 millones de euros (118 millones de euros en 2012).

En el ejercicio 2012, este epígrafe también incluía compras

de derechos de emisión de Co2 por importe de 4 millones

de euros.

Las principales transacciones con partes vinculadas incluidas

dentro del apartado «otros ingresos» del ejercicio 2013 reco-

gen las variaciones positivas en el valor razonable de instru-

mentos financieros derivados de electricidad y otros produc-

tos energéticos por importe de 106 millones de euros (107

millones de euros en 2012), otros ingresos por venta de ener-

gía por importe de 4 millones de euros (21 millones de euros

en 2012) y los resultados por importe de 29 millones de euros

aportados por Enel Green Power España, S.L. en la que EN-

DESA posee una participación del 40%, que se registra en los

Estados Financieros Consolidados de ENDESA por el método

de participación (16 millones de euros en 2012). En el ejerci-

cio 2012, este epígrafe también incluía ventas de derechos de

emisión de Co2 por importe de 6 millones de euros.


37.1.2. Otras transacciones

Miles de Euros

2013




ENDESAOtras Partes

Vinculadas Total

Compra de Activos materiales, Intangibles u otros Activos 76.057 — — — 76.057

Acuerdos de Financiación (Prestamista) 1.000.000 — — — 1.000.000

Contratos de Arrendamiento Financiero (Arrendador) — — — — —

Amortización o Cancelación de Créditos y Contratos de Arrendamiento (Arrendador)

— — — — —

Venta de Activos materiales, Intangibles u otros Activos — — — — —

Acuerdos de Financiación (Prestatario) — 865 — — 865

Contratos de Arrendamiento Financiero (Arrendatario) — — — — —

Amortización o Cancelación de Créditos y Contratos de Arrendamiento (Arrendatario)

— 15 — — 15

Garantías y Avales Prestados — — — — —

Garantías y Avales Recibidos — 7.159 — — 7.159

Compromisos Adquiridos — — — — —

Compromisos/Garantías Canceladas — — — — —

Dividendos y otros Beneficios Distribuidos — — — — —

otras operaciones 8.620 — — — 8.620

Miles de Euros

2012




ENDESAOtras Partes

Vinculadas Total

Compra de Activos materiales, Intangibles u otros Activos 111.710 — — — 111.710

Acuerdos de Financiación (Prestamista) 1.100 — — — 1.100

Contratos de Arrendamiento Financiero (Arrendador) — — — — —

Amortización o Cancelación de Créditos y Contratos de Arrendamiento (Arrendador)

— — — — —

Venta de Activos materiales, Intangibles u otros Activos — — — — —

Acuerdos de Financiación (Prestatario) — 2.613 — — 2.613

Contratos de Arrendamiento Financiero (Arrendatario) — — — — —

Amortización o Cancelación de Créditos y Contratos de Arrendamiento (Arrendatario)

— 36 — — 36

Garantías y Avales Prestados — — — — —

Garantías y Avales Recibidos — 10.393 — — 10.393

Compromisos Adquiridos — — — — —

Compromisos/Garantías Canceladas — — — — —

Dividendos y otros Beneficios Distribuidos 590.680 5 — — 590.685

otras operaciones — — — — —

A 31 de diciembre de 2013, el epígrafe «Acuerdos de Financiación (Prestamista)» incluye 1.000 millones de euros que estaban

colocados en Enel Energy Europe, S.L.u. y que fueron cancelados con fecha 2 de enero de 2014 con motivo del abono del divi-

dendo a cuenta (véase Nota 14).


37.1.3. Otra información

Los saldos a 31 de diciembre de 2013 y 2012 con los Accionis-

tas Significativos son los que se detallan a continuación:

Millones de Euros



Activos Financieros no Corrientes 3 7

Clientes por Ventas y Prestación de Servicios y otros Deudores

77 307

Activos por Impuesto sobre Sociedades Corrientes

243 217


1.000 —

ACTIVO 1.323 531

Deuda Financiera no Corriente 61 550

otras Cuentas a Pagar no Corrientes 3 6

Proveedores y otros Acreedores 1.858 880

Pasivos por Impuesto sobre Sociedades Corrientes

401 321

PASIVO 2.323 1.757

37.2. Empresas asociadas y de control conjunto

Las operaciones con empresas asociadas y de control conjun-

to corresponden fundamentalmente a préstamos concedi-

dos cuyos saldos ascienden a 36 millones de euros a 31 de

diciembre de 2013 (116 millones de euros a 31 de diciembre

de 2012) (véanse Notas 10.1 y 13) y avales concedidos por

un importe, a esas mismas fechas, de 102 millones de euros

y 112 millones de euros respectivamente (véase Nota 38.1).

A 31 de diciembre de 2013, las principales operaciones de

préstamo corresponden a Elecgas, S.A. (11 millones de euros).

Los principales avales concedidos a esa fecha corresponden a

Elcogas, S.A. (51 millones de euros).

A 31 de diciembre de 2012, las principales operaciones de

préstamo corresponden a Endesa Gas T&D, S.L. (72 millones

de euros), Elecgas, S.A. (16 millones de euros) y Elcogas, S.A.

(4 millones de euros). Los principales avales concedidos a esa

fecha corresponden a Elcogas, S.A. (51 millones de euros).

Las transacciones realizadas durante el ejercicio 2013 con em-

presas asociadas y de control conjunto, no eliminadas en el

proceso de consolidación corresponden a gastos por importe

de 99 millones de euros e ingresos por importe de 33 millones

de euros (91 millones de euros y 32 millones de euros, respec-

tivamente, en el ejercicio 2012).

37.3. Planes de pensiones

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe a pagar a los

planes de pensiones de ENDESA por los Planes de Reequili-

brio aprobados ascendía a 5 y 12 millones de euros, respec-

tivamente.

Estos importes se han registrado en el epígrafe «Deuda Finan-

ciera» del Pasivo del Estado de Situación Financiera Consoli-

dado adjunto.

37.4. Administradores y Alta Dirección

37.4.1. Retribución del Consejo de Administración

El artículo 41º de los Estatutos Sociales establece que «la

remuneración de los administradores se compone de los si-

guientes conceptos: asignación fija mensual y participación en

beneficios. La remuneración, global y anual, para todo el Con-

sejo y por los conceptos anteriores, será el uno por mil de los

beneficios del grupo consolidado, aprobados por la Junta Ge-

neral, si bien el Consejo de Administración podrá reducir este

porcentaje en los ejercicios en que lo estime conveniente. Todo

ello sin perjuicio de lo establecido en el párrafo tercero de este

artículo con relación a las dietas.

»Corresponderá al propio Consejo la distribución del importe

citado entre los conceptos anteriores y entre los administrado-

res en la forma, momento y proporción que libremente deter-

mine.

»Los miembros del Consejo de Administración percibirán tam-

bién dietas por asistencia a cada sesión de los órganos de ad-

ministración de la sociedad y sus comités. La cuantía de dicha

dieta será, como máximo, el importe que, de conformidad

con los párrafos anteriores, se determine como asignación fija

mensual. El Consejo de Administración podrá, dentro de este

límite, establecer la cuantía de las dietas.


»Las retribuciones previstas en los apartados precedentes, de-

rivadas de la pertenencia al Consejo de Administración, serán

compatibles con las demás percepciones profesionales o la-

borales que correspondan a los Consejeros por cualesquiera

otras funciones ejecutivas o de asesoramiento que, en su caso,

desempeñen para la sociedad distintas de las de supervisión y

decisión colegiada propias de su condición de Consejeros, las

cuales se someterán al régimen legal que les fuere aplicable.

»De conformidad con lo dispuesto en el artículo 218 de la Ley

de Sociedades de Capital, la remuneración por el concepto

participación en beneficios sólo podrán percibirla los admi-

nistradores después de estar cubiertas las atenciones de la re-

serva legal y de la estatutaria y de haberse reconocido a los

accionistas un dividendo mínimo del 4%.»

Así, los miembros del Consejo de Administración de Endesa, S.A.

han percibido retribuciones en su condición de Consejeros de la

Sociedad, y por su pertenencia, en algunos casos, a Consejos de

Administración de empresas dependientes, y los miembros del

Consejo de Administración que ejercen además funciones eje-

cutivas han percibido sus retribuciones por este concepto.

Durante el ejercicio 2013, la asignación fija mensual para

cada Consejero ha sido de 20.856,75 euros brutos y la dieta

por asistencia a las reuniones del Consejo de Administración,

Comisión Ejecutiva, Comité de Nombramientos y Retribucio-

nes, Comité de Auditoría y Cumplimiento ascendió a 2.003,37

euros brutos cada una.

Los miembros del Consejo de Administración, Consejeros Eje-

cutivos, por el desempeño de funciones en la Sociedad distin-

tas a las de Consejero, perciben una remuneración conforme

a la estructura salarial de la Alta Dirección de ENDESA y cuyos

principales componentes son:

• Retribución Fija Anual: Compensación en metálico de ca-

rácter mensual ligada a la complejidad y responsabilidad

de las funciones encomendadas.

• Retribución Variable a Corto Plazo: Retribución en efec-

tivo no garantizada sujeta al cumplimiento de objetivos

anuales fijados a través de los sistemas de evaluación esta-

blecidos en la Compañía.

• Retribución Variable a Largo Plazo: Retribución en efec-

tivo no garantizada sujeta al cumplimiento de objetivos

plurianuales.

• Beneficios y otras Prestaciones Sociales: Retribución,

normalmente de carácter no monetario, que se percibe

de acuerdo a ciertos requisitos o condiciones especiales

determinados voluntaria, legal, contractual o convencio-

nalmente.

El detalle de las retribuciones percibidas por los miembros del

Consejo de Administración, en los ejercicios 2013 y 2012, es el

siguiente:

Euros

Total Ejercicio 2013

SueldoRemuneración

Fija Dietas

Retribución Variable a

Corto Plazo

Retribución Variable a

Largo PlazoOtros

Conceptos

Retribución Devengada

en Otras Sociedades

Total Ejercicio

2013

Total Ejercicio

2012

D. Borja Prado Eulate 812.000 250.281 44.074 495.872 649.600 37.894 79.835 2.369.556 2.249.720

D. Andrea Brentan 710.500 — — 236.838 568.400 194.615 — 1.710.353 1.498.146

D. Fulvio Conti (3) — — — — — — — — 276.324

D. Luigi Ferraris (3) — — — — — — — — 308.378

D. massimo Cioffi (1) (3) — — — — — — — — 38.064

D. Gianluca Comin (3) — — — — — — — — 276.324

D. Alejandro Echevarría Busquet — 250.281 62.104 — — — — 312.385 300.364

D. miquel Roca Junyent — 250.281 62.104 — — — — 312.385 308.378

D. Salvador montejo Velilla (1) 557.836 — — 290.074 334.701 32.798 — 1.215.409 409.937

Claudio machetti (2) — — — — — — — — 250.279

Total 5.920.088 5.915.914

(1) Forman parte del Consejo de Administración de ENDESA desde el 26 de junio de 2012, por lo que la información del ejercicio 2012 se refiere al periodo de 26 de junio de 2012 a 31 de diciembre de 2012.(2) No forma parte del Consejo desde el 26 de junio de 2012.(3) En enero de 2013, los Consejeros Dominicales de Enel renunciaron a percibir cantidad alguna por su desempeño como tales en el Consejo de Administración de Endesa, S.A.


Anticipos y préstamos

Euros

Miembros 2013 2012

D. Salvador montejo Velilla (*) 168.283 168.283

Total 168.283 168.283

(*) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012.

Fondos y Planes de Pensiones: Aportaciones

Euros

Miembros 2013 2012

D. Borja Prado Eulate 208.434 212.218

D. Andrea Brentan 190.437 193.978


Total 594.283 522.211

(*) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012. Las cantidades del ejercicio 2012 detalladas se corresponden con la parte proporcional de la aportación realizada el tiempo que D. Salvador montejo Velilla ha sido Consejero.

Primas de Seguros de Vida

Euros

Miembros 2013 2012

D. Borja Prado Eulate 102.761 112.513

D. Andrea Brentan 111.844 109.386


Total 265.066 239.986

(*) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012. Las cantidades del ejercicio 2012 detalladas se corresponden con la parte proporcional de la aportación realizada al tiempo que D. Salvador montejo Velilla ha sido Consejero.

37.4.2. Retribución de Alta Dirección

Remuneración de los Altos Directivos durante

los ejercicios 2013 y 2012

Identificación de los miembros de la Alta Dirección que no

son a su vez Consejeros Ejecutivos, y remuneración total de-

vengada a su favor durante el ejercicio:

Miembros de la Alta Dirección 2013 (*)

Nombre Cargo

D. Francisco de Borja Acha BesgaDirector General de Asesoría Jurídica y Secretaría General

D. José Damián Bogas Gálvez Director General de España y Portugal

D. Paolo BondiDirector General Económico Financiero

D. Francesco Buresti Director General de Compras

D. Enrique Durand Baquerizo Director General de Auditoría

D. Rafael López Rueda Director General de Sistemas y Telecomunicaciones

D. Alfonso López Sánchez (1) Director General de Comunicación

D. Héctor López Vilaseco Director General de Estrategia

Miembros de la Alta Dirección 2013 (*)

Nombre Cargo

D. José Luis Puche CastillejoDirector General de Recursos Humanos y organización

D. Alberto Fernández Torres (2) Director General de Comunicación

D. Federico Fea (2) Director General de Innovación

D. Ignacio Antoñanzas AlvearDirector General de Latinoamérica / Director General Chile

(*) El listado de personas incluidas en este cuadro atiene a la definición de Alta Dirección establecida en la Circular 5/2013, de 12 de junio, de la Comisión Nacional del mercado de Valores (CNmV).(1) Causó baja en el ejercicio 2013.(2) Causó alta en el ejercicio 2013.

Miembros de la Alta Dirección 2012

Nombre Cargo

D. Francisco de Borja Acha BesgaDirector General de Asesoría Jurídica y Secretaría General

D. Ignacio Antoñanzas Alvear Director General de Latinoamérica / Director General Chile

D. Alfonso Arias Cañete (1) Director General de Energía Nuclear

D. Francisco Arteaga Alarcón Director General Territorial Andalucía y Extremadura

D. José Damián Bogas Gálvez Director General de España y Portugal

D. Paolo BondiDirector General Económico Financiero

D. Francesco Buresti Director General de Compras

D. Pablo Casado Rebóiro Director General Territorial de Canarias

D. Enrique Durand Baquerizo Director General de Auditoría

D. Amado Franco LahozPresidente Consejo Asesor de Erz-Endesa Aragón

D. Joaquín Galindo VélezGerente General Generación Latinoamérica / Generación Chile

D. Jaime Gros Bañeres Director General Territorial de Aragón

D. Rafael López Rueda Director General de Sistemas y Telecomunicaciones

D. Alfonso López Sánchez (2) Director General de Comunicación

D. Héctor López Vilaseco Director General de Estrategia

D. José Luis marín López otero Director General de Endesa Red, S.A.U.

D. Salvador montejo Velilla (3)Secretario General y del Consejo de Administración

D. manuel morán Casero Director General de Generación

D. José Luis Puche CastillejoDirector General de Recursos Humanos y organización

D. Álvaro Quiralte Abelló Director General de Gestión Energía

D. Jorge Rosemblut Ratinoff Presidente de Empresa Nacional de Electricidad, S.A.

D. José maría Rovira Vilanova Director General de Fecsa-Endesa Cataluña

D. mássimo Tambosco Director General Estrategia del Negocio, Regulación y Proyectos / Coordinación Áreas Corporativas

D. Javier uriarte monereoDirector General de Comercialización

D. Pablo Yrarrazabal Valdés Presidente de Enersis, S.A.

(1) Causó baja en el ejercicio 2012.(2) Causó baja el 31 de enero de 2013.(3) Forma parte del Consejo de Administración desde el 26 de junio de 2012. Las retribuciones incluidas se corresponden con las que el Ejecutivo ha percibido hasta el 30 de junio de 2012.


A continuación se detalla la retribución correspondiente a los

miembros de la Alta Dirección:

Euros

Remuneración

En la Sociedad

Por la pertenencia a Consejos

de Administración de Sociedades de ENDESA

2013 2012 2013 2012

Retribución Fija 5.023.099 10.135.682 — —

Retribución Variable

4.343.803 8.372.360 — —

Dietas — — — 352.462

Atenciones Estatutarias

— — — —

opciones sobre Acciones y otros Instrumentos Financieros

— — — —

otros 1.477.706 1.486.858 — —

Total 10.844.608 19.994.900 — 352.462

Euros

Otros Beneficios

En la Sociedad

Por la pertenencia a Consejos

de Administración de Sociedades de ENDESA

2013 2012 2013 2012

Anticipos 466.942 1.551.103 — —

Créditos Concedidos

229.689 894.108 — —

Fondos y Planes de Pensiones: Aportaciones

1.047.034 2.195.165 — —

Fondos y Planes de Pensiones: obligaciones Contraídas

— — — —

Primas de Seguros de Vida

251.116 511.259 — —

Garantías constituidas por la Sociedad a favor

de la Alta Dirección

Por lo que a retribuciones se refiere, la Sociedad tiene garan-

tías constituidas mediante aval a favor de los Altos Directivos

que tienen derecho a ello por importe de 7.159.131 euros en

2013 (que en 2012 eran 10.393.152 euros) para atender los

devengos futuros, en materia retributiva, al igual que para el

resto del personal en el mismo supuesto de edad y antigüe-

dad, es decir, derecho a la prejubilación.

37.4.3. Cláusulas de garantía: Consejo de

Administración y Alta Dirección

Cláusulas de garantía para casos de despido o cambios

de control

Este tipo de cláusulas es el mismo en los contratos de los Con-

sejeros Ejecutivos y de los Altos Directivos de la Sociedad y

de su Grupo, se ajustan a la práctica habitual del mercado,

como se deriva de los informes solicitados por la Compañía,

han sido aprobadas por el Consejo de Administración previo

informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones y re-

cogen supuestos de indemnización para extinción de la rela-

ción laboral y pacto de no competencia postcontractual.

El régimen de estas cláusulas es el siguiente:

• Extinción

— Por mutuo acuerdo: indemnización equivalente, según

los casos, de una a cuatro veces la retribución anual.

— Por decisión unilateral del Directivo: sin derecho de in-

demnización, salvo que el desistimiento se base en un

incumplimiento grave y culpable de la Sociedad de sus

obligaciones o vaciamiento del puesto, cambio de con-

trol o demás supuestos de extinción indemnizada pre-

vistos en el Real Decreto 1382/1985, de 1 de agosto.

— Por desistimiento de la Sociedad: indemnización igual a

la del punto primero.

— Por decisión de la Sociedad basada en una conducta

gravemente dolosa y culpable del Directivo en el ejerci-

cio de sus funciones: sin derecho a indemnización.

Estas condiciones son alternativas a las derivadas de la

modificación de la relación laboral preexistente o de la

extinción de ésta por prejubilación para Altos Directivos.

• Pacto de no competencia postcontractual: En la gran

mayoría de los contratos se exige al Alto Directivo cesante

que no ejerza una actividad en competencia con ENDESA,

durante el periodo de dos años; en contraprestación, el Di-

rectivo tendrá derecho a cobrar una cantidad máxima equi-

valente a 1,25 veces la retribución anual.

A 31 de diciembre de 2013 el número de Consejeros Ejecu-

tivos y Altos Directivos, con cláusulas de garantía, ascendía a

11. A 31 de diciembre de 2012 ascendía a 22.


37.4.4. Otra información referente al Consejo

de Administración

Con el fin de reforzar la transparencia de las sociedades anóni-

mas cotizadas, los Consejeros comunican, hasta donde alcanza su

conocimiento, las participaciones directas o indirectas que, tanto

ellos como las personas vinculadas a que se refiere el artículo 231

de la Ley de Sociedades de Capital, tienen en el capital de socie-

dades con el mismo, análogo o complementario género de activi-

dad al que constituye el objeto social de Endesa, S.A., y comunican

igualmente los cargos o las funciones que en ella ejerzan:

A 31 de diciembre de 2013

Nombre del ConsejeroNIF o CIF de la Sociedad Objeto

Denominación de la Sociedad Objeto % Participación Cargos

D. Borja Prado Eulate B85721025 Enel Energy Europe, S.L.U. — Consejero

D. Borja Prado Eulate N9022122G Enel Green Power, S.p.A. 0,00065 —

D. Borja Prado Eulate 94.271.000-3 Enersis, S.A. — Vicepresidente

D. Fulvio Conti 00811720580 Enel, S.p.A. 0,007273 Consejero Delegado y D. General

D. Fulvio Conti B85721025 Enel Energy Europe, S.L.U. — Presidente

D. Fulvio Conti N9022122G Enel Green Power, S.p.A. 0,003248 —

D. Andrea Brentan 94.271.000-3 Enersis, S.A. — Consejero

D. Andrea Brentan B85721025 Enel Energy Europe, S .L.U. — Consejero Delegado

D. Andrea Brentan N9022122G Enel Green Power, S.p.A. — Consejero

D. Andrea Brentan 8096.41.513 Enel Investment Holding — Consejero

D. Andrea Brentan 00811720580 Enel, S.p.A. — Director de Iberia y América Latina

D. massimo Cioffi 00811720580 Enel, S.p.A. 0,000006Director de Recursos Humanos y organización

D. Luigi Ferraris 00811720580 Enel, S.p.A. 0,00042 CFo

D. Luigi Ferraris N9022122G Enel Green Power, S.p.A. 0,00084 Presidente

D. Luigi Ferraris 06152631005 Enel Factor S.p.A. — Presidente

D. Luigi Ferraris 06377691008 Enel Servizi S.r.l. — Presidente

D. Luigi Ferraris 05779711000 Enel Distribuzione S.p.A. — Consejero

D. Luigi Ferraris 05617841001 Enel Produzione S.p.A. — Consejero

D. Luigi Ferraris 8096.41.513 Enel Investment Holding — Consejero

D. Luigi Ferraris 94.271.000-3 Enersis, S.A. — Consejero

D. Gianluca Comin 00811720580 Enel, S.p.A. 0,00015 D. de Relaciones Externas

D. Gianluca Comin 06377691008 Enel Servizi S.r.l. — Consejero Delegado

D. Gianluca Comin N9022122G Enel Green Power, S.p.A. 0,00040 —

D. Salvador montejo Velilla B85721025 Enel Energy Europe, S.L.U. — Secretario no Consejero


A 31 de diciembre de 2012

Nombre del ConsejeroNIF o CIF de la Sociedad Objeto

Denominación de la Sociedad Objeto % Participación Cargos

D. Borja Prado Eulate B85721025 Enel Energy Europe, S.L.U. — Consejero

D. Borja Prado Eulate N9022122G Enel Green Power, S.p.A. 0,00065 —

D. Fulvio Conti 00811720580 Enel, S.p.A. 0,00609 Consejero Delegado y Director General

D. Fulvio Conti B85721025 Enel Energy Europe, S.L.U. — Presidente

D. Fulvio Conti N9022122G Enel Green Power, S.p.A. 0,003138 —

D. Andrea Brentan 94.271.000-3 Enersis, S.A. — Vicepresidente

D. Andrea Brentan B85721025 Enel Energy Europe, S.L.U. — Consejero Delegado

D. Andrea Brentan N9022122G Enel Green Power, S.p.A. — Consejero

D. Andrea Brentan 8096.41.513 Enel Investment Holding, B.V. — Consejero

D. Andrea Brentan 00811720580 Enel, S.p.A. — Director de Iberia y América Latina

D. massimo Cioffi 00811720580 Enel, S.p.A. 0,000006Director de Recursos Humanos y organización

D. Luigi Ferraris 00811720580 Enel, S.p.A. 0,00031 CFo

D. Luigi Ferraris N9022122G Enel Green Power, S.p.A. 0,00084 Presidente

D. Luigi Ferraris 06152631005 Enel Factor S.p.A. — Presidente

D. Luigi Ferraris 06377691008 Enel Servizi S.r.l. — Presidente

D. Luigi Ferraris 05779711000 Enel Distribuzione S.p.A. — Consejero

D. Luigi Ferraris 05617841001 Enel Produzione S.p.A. — Consejero

D. Luigi Ferraris 8096.41.513 Enel Investment Holding, B.V. — Consejero

D. Gianluca Comin 00811720580 Enel, S.p.A. 0,00015 Director de Relaciones Externas

D. Gianluca Comin N9022122G Enel Green Power, S.p.A. 0,00040 —

D. Salvador montejo Velilla B85721025 Enel Energy Europe, S.L.U. — Secretario del Consejo

Durante el ejercicio 2013 se han dado en los Administradores

situaciones de conflicto de interés. Los Consejeros afectados

por esta situación de conflicto se han ausentado de las co-

rrespondientes sesiones, evitando la posible adopción de de-

cisiones, por parte del Consejo de Administración, contrarias

al interés social de ENDESA.

Diversidad de género: El Consejo de Administración de Ende-

sa, S.A., a 31 de diciembre de 2013, está integrado por 9 Con-

sejeros, no teniendo presencia en el mismo ninguna mujer. A

31 de diciembre de 2012, tampoco había presencia de muje-

res en el Consejo.

37.4.5. Planes de retribución vinculados a la cotización

de la acción de ENDESA

ENDESA no ha establecido, hasta la fecha, plan alguno de re-

tribución vinculada a la cotización de la acción de ENDESA o

«stock option», de forma que ni los miembros del Consejo de

Administración ni los Altos Directivos han percibido retribu-

ciones por tal concepto.


37.4.6. Planes de retribución a largo plazo

En el año 2010 se estableció en ENDESA un sistema de retri-

bución a largo plazo denominado «Plan de Fidelización», que

tiene como finalidad fortalecer el compromiso de los em-

pleados que ocupan posiciones de mayor responsabilidad

en la consecución de los objetivos estratégicos del Grupo. El

Plan está estructurado a través de Programas trienales suce-

sivos, que se inician cada año desde el pasado 1 de enero de

2010.

A la fecha se encuentran en funcionamiento los Programas

correspondientes al periodo 2011-2013, 2012-2014 y 2013-

2015. El 31 de diciembre de 2013 finalizó el devengo del Pro-

grama 2011-2013, cuya liquidación definitiva se producirá

en el periodo 2014-2017 en función de la opción de cobro a

ejercer por los partícipes.

Los Programas consisten en el derecho a la percepción de

un incentivo a largo plazo, en función del grado de cum-

plimiento de objetivos de carácter económico: Resultado

Bruto de Explotación Consolidado (EBITDA) de ENDESA y

Enel, Resultado del Ejercicio Consolidado de la Sociedad

Dominante (Beneficio Neto) de ENDESA y Enel, RoACE

(Resultado de Explotación (EBIT) / (Activo Inmovilizado +

Capital Circulante Neto – Provisiones)) de ENDESA y Enel

y Beneficio por Acción (Resultado Neto / Nº de Acciones)

de Enel.

37.4.7. Otras consideraciones

El Consejo de Administración ha acordado la reducción de la

retribución de los Consejeros, en el ejercicio 2014, en los si-

guientes términos:

• Se disminuye en un 25% la cuantía de la Asignación fija

mensual que pasa de 20.856,75 euros a 15.642,56 euros.

• Se disminuye en un 25%, la cuantía de la dieta por asis-

tencia para cada Consejero que pasa de 2.003,37 euros a

1.502,53 euros.


38. Garantías comprometidas con terceros, otros activos y pasivos contingentes y otros compromisos

38.1. Garantías directas e indirectas

ENDESA tenía prestados avales ante terceros derivados de sus

actividades por un importe de 102 millones de euros a 31 de

diciembre de 2013 y 112 millones de euros a 31 de diciembre

de 2012 (véase Nota 37.2), de los que no corresponde nin-

gún importe a sociedades en las que ENDESA posee control

conjunto. El plazo de vencimiento de los mencionados avales

comprende hasta el año 2025.

ENDESA considera que los pasivos adicionales que pudieran

originarse por los avales prestados a 31 de diciembre de 2013

y 2012, si los hubiera, no serían significativos.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 el importe de los activos

financieros líquidos de ENDESA pignorados como garantía de

pasivos o pasivos contingentes ascendía a 79 y 105 millones

de euros, respectivamente. El plazo de vencimiento de los

mencionados activos financieros líquidos pignorados com-

prende hasta el año 2016.

Adicionalmente, a 31 de diciembre de 2013 existían prendas

sobre recaudaciones futuras por importe de 387 millones de

euros (321 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

El plazo de vencimiento de las mencionadas recaudaciones

comprende hasta el año 2024.

A 31 de diciembre de 2013 y 2012 existían elementos del

inmovilizado material por importe de 479 y 530 millones de

euros que servían como garantía para el cumplimiento de

obligaciones (véanse Notas 5.1 y 18.5).

38.2. Otros compromisos

A 31 de diciembre de 2013 ENDESA tenía compromisos futu-

ros de compra de electricidad por importe de 28.291 millo-

nes de euros (38.434 millones de euros a 31 de diciembre de

2012) conforme el siguiente detalle:

Millones de Euros

Compromisos futuros de Compra de Electricidad

2014-2018 9.407

2019-2023 8.401

2024-2028 3.651

2029-Resto 6.832

Total (*) 28.291

(*) Correspondiente a empresas de control conjunto: 20 millones de euros (30 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

38.3. Otra información

En cumplimiento de las disposiciones legales en vigor en Es-

paña y ajustándose a lo dispuesto por la Ley 24/2013, de 26

de diciembre, del Sector Eléctrico, ENDESA tiene asegurados

los riesgos a terceros por accidente nuclear que puedan sur-

gir en la explotación de sus centrales hasta 700 millones de

euros. Por encima de dicho importe, se estaría a lo dispuesto

en los Convenios Internacionales firmados por el Estado Espa-

ñol. Además, las centrales nucleares disponen de un seguro

de daños propios incluyendo los producidos a las existencias

de combustible así como los originados por avería de maqui-

naria con un límite de cobertura de 1.000 millones de euros

para cada central.

Con fecha 28 de mayo de 2011 se publicó la Ley 12/2011, de

27 de mayo, sobre responsabilidad civil por daños nucleares

o producidos por materiales radiactivos que eleva la respon-

sabilidad del operador a 1.200 millones de euros permitiendo

al operador garantizar tal responsabilidad por varios medios.

Esta Norma entrará en vigor cuando, a su vez, lo estén el Pro-

tocolo de 12 de febrero de 2004 por el que se modifica el

Convenio de responsabilidad Civil por daños Nucleares (Con-

venio de París) y el Protocolo de 12 de febrero de 2004, por

el que se modifica el Convenio complementario del anterior

(Convenio de Bruselas).


39. Retribución de auditores

40. Plantilla

A continuación se detallan los honorarios relativos a los servi-

cios prestados durante los ejercicios 2013 y 2012 por los audi-

tores de las Cuentas Anuales de las distintas sociedades que

componen ENDESA:

Millones de Euros

2013 2012

Auditor Principal

Otros Auditores de Filiales

Auditor Principal

Otros Auditores de Filiales

Auditoría de Cuentas Anuales

5.180 1.307 4.877 1.138

otras Auditorías Distintas de las Cuentas Anuales y otros Servicios Relacionados con las Auditorías

956 56 560 64

otros Servicios no Relacionados con las Auditorías

— 1.390 — 2.168

Total 6.136 2.753 5.437 3.370

A continuación se detalla la plantilla final y media de ENDESA de 2013 y 2012 distribuida por segmentos, categorías profesio-

nales y sexos:

Número de Empleados

Plantilla Final


Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total

Negocio Eléctrico en España y Portugal 8.780 2.365 11.145 9.076 2.430 11.506

Negocio Eléctrico en Latinoamérica 9.355 2.495 11.850 8.896 2.405 11.301

Total 18.135 4.860 22.995 17.972 4.835 22.807


Plantilla Final



Directivos 468 71 539 492 67 559

Titulados 5.778 2.203 7.981 5.680 2.134 7.814

Mandos Intermedios 10.624 2.222 12.846 10.447 2.236 12.683

operarios 1.265 364 1.629 1.353 398 1.751

Total 18.135 4.860 22.995 17.972 4.835 22.807



Plantilla Final



Negocio Eléctrico en España y Portugal 8.920 2.396 11.316 9.292 2.462 11.754

Negocio Eléctrico en Latinoamérica 9.129 2.445 11.574 8.846 2.395 11.241

Total 18.049 4.841 22.890 18.138 4.857 22.995


Plantilla Final



Directivos 477 70 547 491 68 559

Titulados 5.726 2.157 7.883 5.701 2.139 7.840

Mandos Intermedios 10.518 2.231 12.749 10.567 2.246 12.813

operarios 1.328 383 1.711 1.379 404 1.783

Total 18.049 4.841 22.890 18.138 4.857 22.995

El número medio de personas empleadas en los ejercicios 2013 y 2012 de las sociedades de control conjunto es 1.266 y 1.393,

respectivamente.

41. Hechos posteriores

Con fecha 14 de enero de 2014 Enersis, S.A. presentó una

oferta Pública Voluntaria de Adquisición de Acciones (oPA)

a un precio por acción de 49 reales brasileños, dirigida a los

accionistas minoritarios de Companhia Energética do Ceará,

S.A., sociedad distribuidora brasileña de electricidad ya con-

trolada a través de ENDESA Brasil, S.A., que posee un 58,87%

de las acciones emitidas por ésta.

Transcurrido el periodo de aceptación, que culminó el pasa-

do 17 de febrero de 2014 con la preceptiva subasta, Enersis,

S.A. ha adquirido 2.964.650 acciones ordinarias, 8.818.006

acciones preferentes Clase A y 424 acciones preferentes

Clase B de la referida compañía por un importe total de

242 millones de dólares estadounidenses (aproximada-

mente 175 millones de euros), que fueron pagados el 20 de

febrero de 2014.

En consecuencia, como resultado de la oferta Pública Vo-

luntaria de Adquisición de Acciones (oPA), Enersis, S.A. ha

incrementado su participación en Companhia Energética do

Ceará, S.A. en un 15,13%, de manera que su participación di-

recta e indirecta en dicha sociedad a la fecha de formulación

de estas Cuentas Anuales Consolidadas es del 74%.

Adicionalmente, en virtud de los resultados de la subasta

mencionada y atendiendo a la legislación y normativa bra-

sileña, Enersis, S.A. ha prorrogado la vigencia de su oferta

para las acciones ordinarias de Companhia Energética do

Ceará, S.A., por tres meses adicionales y en las mismas condi-

ciones de precio.

No se han producido otros hechos significativos posteriores

entre el 31 de diciembre de 2013 y la fecha de formulación de

estas Cuentas Anuales Consolidadas.


Anexo I. Sociedades que componen ENDESA

Sociedad (por orden alfabético)

% Participación a 31/12/2013 % Participación a 31/12/2012

Control EconómicoMétodo de Consolidación Control Económico

Método de Consolidación Domicilio Social Actividad

Empresa Auditora

AGuAS SANTIAGo PoNIENTE, S.A.

78,88 33,34 IG 78,88 33,34 IGSANTIAGo (CHILE)

SERVICIoS DE AGuAERNST & YouNG

AmPLA ENERGIA E SERVIÇoS, S.A.

99,64 55,55 IG 99,64 63,63 IGRío DE JANEIRo (BRASIL)

PRoDuCCIÓN, TRANSPoRTE Y DISTRIBuCIÓN DE ENERGíA

ERNST & YouNG

ANDoRRA DESARRoLLo, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGTERuEL (ESPAÑA)

DESARRoLLo REGIoNAL

No AuDITADA

APAMEA 2000, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGmADRID (ESPAÑA)

ACTIVIDADES DE ENERGíA ELÉCTRICA Y oTRAS

No AuDITADA

AQuILAE SoLAR, S.L. 50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IP

LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)

PRomoCIÓN Y CoNSTRuCCIÓN DE INSTALACIoNES FoToVoLTAICAS

AGuSTI & SANCHEZ AuDIToRES

ARAGoNESA DE ACTIVIDADES ENERGÉTICAS, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGTERuEL (ESPAÑA)

GENERACIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

No AuDITADA

ASoCIACIÓN NuCLEAR ASCÓ-VANDELLÓS II, A.I.E.

85,41 85,41 IP 85,41 85,41 IPTARRAGoNA (ESPAÑA)

GESTIÓN, EXPLoTACIÓN Y ADmINISTRACIÓN DE CENTRALES NuCLEARES

ERNST & YouNG

ATACAmA FINANCE Co. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IPGRAND CAYmAN (ISLAS CAImÁN)

SoCIEDAD DE CARTERAERNST & YouNG

AYSÉN ENERGíA, S.A. 99,51 18,55 IP 99,51 18,55 IPSANTIAGo (CHILE)

PRoDuCCIÓN Y TRANSPoRTE DE ENERGíA ELÉCTRICA

KPmG AuDIToRES

AYSÉN TRANSmISIÓN, S.A. 99,51 18,55 IP 99,51 18,55 IPSANTIAGo (CHILE)

DESARRoLLAR SISTEmAS DE TRANSmISIÓN ELÉCTRICA

KPmG AuDIToRES

BoLoNIA REAL ESTATE, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


GESTIÓN Y DESARRoLLo DEL PATRImoNIo INmoBILIARIo

ERNST & YouNG

CARBoEX, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


APRoVISIoNAmIENTo DE ComBuSTIBLES

ERNST & YouNG

CARBoPEGo - ABASTECImIENToS DE ComBuSTIVEIS, S.A.

50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IPLISBoA (PoRTuGAL)

ABASTECImIENTo DE ComBuSTIBLES

KPmG AuDIToRES

CEFEIDAS DESARRoLLo SoLAR, S.L.

50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IP




CENTRAIS ELÉTRICAS CACHoEIRA DouRADA, S.A.


GENERACIÓN Y ComERCIALIZACIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

ERNST & YouNG

CENTRAL DoCK SuD, S.A. 69,99 24,25 IG 69,99 39,99 IGBuENoS AIRES (ARGENTINA)

GENERACIÓN, TRANSmISIÓN Y DISTRIBuCIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

ERNST & YouNG

CENTRAL EÓLICA CANELA, S.A.


PRomoCIÓN Y DESARRoLLo PRoYECToS DE ENERGíA RENoVABLES

KPmG AuDIToRES

CENTRAL GERADoRA TERmELÉTRICA FoRTALEZA, S.A.

100,00 50,64 IG 100,00 61,40 IGFoRTALEZA (BRASIL)

DESARRoLLo DE uN PRoYECTo DE GENERACIÓN TERmoELÉCTRICA

ERNST & YouNG

CENTRAL VuELTA DE oBLIGADo, S.A.

40,90 9,80 IP 40,90 10,78 IPBuENoS AIRES (ARGENTINA)

CoNSTRuCCIÓN Y EXPLoTACIÓN DE uNA CENTRAL DE CICLo ComBINADo

ERNST & YouNG

CENTRALES HIDRoELÉCTRICAS DE AYSÉN, S.A.

51,00 18,55 IP 51,00 18,55 IPSANTIAGo (CHILE)

DESARRoLLo Y EXPLoTACIÓN DE uN PRoYECTo HIDRoELÉCTRICo

KPmG AuDIToRES

IG: Integración Global; IP: Integración Proporcional.






Empresa Auditora

CEPHEI DESARRoLLo SoLAR, S.L.

50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IP




CHILECTRA INVERSuD, S.A. 100,00 60,07 IG 100,00 60,07 IGSANTIAGo (CHILE)

SoCIEDAD DE CARTERA Jm+A

CHILECTRA, S.A. 99,09 60,07 IG 99,09 60,07 IGSANTIAGo (CHILE)

DISTRIBuCIÓN Y VENTA DE ENERGíA ELÉCTRICA Y SoCIEDAD DE CARTERA

Jm+A

CHINANGo, S.A.C. 80,00 18,17 IG 80,00 18,17 IG LImA (PERÚ)

GENERACIÓN, ComERCIALIZACIÓN Y TRANSmISIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

KPmG AuDIToRES

CoDENSA, S.A. E.S.P. 48,48 29,34 IG 48,48 39,84 IGBoGoTÁ D.C. (CoLomBIA)

DISTRIBuCIÓN Y ComERCIALIZACIÓN DE ENERGíA

ERNST & YouNG

ComERCIALIZADoRA ELÉCTRICA DE CÁDIZ, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 33,50 IP 100,00 33,50 IPCÁDIZ (ESPAÑA)

ComERCIALIZACIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

ERNST & YouNG

ComPANHIA ENERGÉTICA Do CEARÁ, S.A.

58,87 29,81 IG 58,87 36,61 IGFoRTALEZA (BRASIL)

CICLo ComPLETo DE ENERGíA ELÉCTRICA

ERNST & YouNG

ComPAÑíA DE INTERCoNEXIÓN ENERGÉTICA, S.A.



ERNST & YouNG

ComPAÑíA DE TRANSmISIÓN DEL mERCoSuR, S.A.

100,00 50,64 IG 100,00 61,40 IGBuENoS AIRES (ARGENTINA)


ERNST & YouNG

ComPAÑíA ELÉCTRICA TARAPACÁ, S.A.



KPmG AuDIToRES

ComPAÑíA ENERGÉTICA VERACRuZ S.A.C.

100,00 60,62 IG — — — LImA (PERÚ)PRoYECToS HIDRoELÉCTRICoS

ERNST & YouNG [*]

ComPoSTILLA RE. S.A. 50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IPLuXEmBuRGo (LuXEmBuRGo)

oPERACIoNES DE REASEGuRo

ERNST & YouNG

CoNSoRCIo ARA-INGENDESA LTDA.


CoNSuLToRA DE INGENIERíA DE PRoYECToS

No AuDITADA

CoNSTRuCCIoNES Y PRoYECToS LoS mAITENES, S.A.


CoNSTRuCCIÓN E INSTALACIoNES

ERNST & YouNG

DESARRoLLo PHoToSoLAR, S.L.

50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IP




DISTRIBuIDoRA DE ENERGíA ELÉCTRICA DEL BAGES, S.A.

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGBARCELoNA (ESPAÑA)


No AuDITADA

DISTRIBuIDoRA ELÉCTRICA DE CuNDINAmARCA, S.A. E.S.P.

49,00 14,38 IP 49,00 19,52 IPBoGoTÁ D.C. (CoLomBIA)


DELoITTE

DISTRIBuIDoRA ELÉCTRICA DEL PuERTo DE LA CRuZ, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGSANTA CRuZ DE TENERIFE (ESPAÑA)

ComPRA, TRANSPoRTE, DISTRIBuCIÓN Y ComERCIALIZACIÓN DE ENERGíA

ERNST & YouNG

DISTRILEC INVERSoRA, S.A. 51,50 30,88 IG 51,50 30,88 IGBuENoS AIRES (ARGENTINA)

SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

EDEGEL, S.A.A. 83,60 22,71 IG 83,60 22,71 IG LImA (PERÚ)

GENERACIÓN, ComERCIALIZACIÓN Y DISTRIBuCIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

KPmG AuDIToRES

ELECGAS, S.A. 50,00 49,70 IP 50,00 49,70 IPSANTARÉm (PoRTuGAL)

PRoDuCCIÓN ENERGíA ELÉCTRICA A TRAVÉS DE CICLo ComBINADo

KPmG AuDIToRES

ELÉCTRICA CABo BLANCo, S.A.C.

100,00 60,62 IG 100,00 100,00 IG LImA (PERÚ)SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

ELÉCTRICA DE LIJAR, S.L. 50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IPCÁDIZ (ESPAÑA)

TRANSPoRTE Y DISTRIBuCIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

AVANTER AuDIToRES







Empresa Auditora

ELECTRICIDAD DE PuERTo REAL, S.A.


SumINISTRo Y DISTRIBuCIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

DELoITTE

EmGESA PANAmÁ, S.A. 100,00 22,87 IG 100,00 31,38 IGCIuDAD DE PANAMÁ (PANAmÁ)


No AuDITADA

EmGESA, S.A. E.S.P. 48,48 22,87 IG 48,48 31,38 IGBoGoTÁ D.C. (CoLomBIA)


ERNST & YouNG

EmPRESA CARBoNíFERA DEL SuR, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


APRoVECHAmIENTo DE YACImIENToS mINERoS

ERNST & YouNG

EmPRESA DE DISTRIBuCIÓN ELÉCTRICA DE LImA NoRTE, S.A.A.

75,68 45,80 IG 75,68 52,88 IG LImA (PERÚ)DISTRIBuCIÓN Y ComERCIALIZACIÓN DE ENERGíA

ERNST & YouNG

EmPRESA DE ENERGíA DE CuNDINAmARCA, S.A. E.S.P.

82,34 11,84 IP 82,34 16,07 IPBoGoTÁ D.C. (CoLomBIA)

GENERACIÓN, TRANSmISIÓN, DISTRIBuCIÓN Y ComERCIALIZACIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

DELoITTE

EmPRESA DISTRIBuIDoRA SuR, S.A.



ERNST & YouNG

EmPRESA ELÉCTRICA DE CoLINA LTDA.


CICLo ComPLETo DE ENERGíA Y mATERIALES AFINES

Jm+A

EmPRESA ELÉCTRICA DE PIuRA, S.A.

96,50 58,50 IG 96,50 96,50 IG LImA (PERÚ)GENERACIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

ERNST & YouNG

EmPRESA ELÉCTRICA PEHuENCHE, S.A.



KPmG AuDIToRES

EmPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A.



KPmG AuDIToRES

EN-BRASIL ComERCIo E SERVIÇoS, S.A.


ComERCIALIZACIÓN DE PRoDuCToS Y SERVICIoS

ERNST & YouNG

ENDESA ARGENTINA, S.A. 100,00 36,37 IG 100,00 36,36 IGBuENoS AIRES (ARGENTINA)

SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

ENDESA BRASIL, S.A. 100,00 50,64 IG 100,00 61,40 IGRío DE JANEIRo (BRASIL)

SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

ENDESA CAPITAL FINANCE, L.L.C.

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGDELAWARE (ESTADoS uNIDoS)

EmISIÓN DE PARTICIPACIoNES PREFERENTES DE CAPITAL

ERNST & YouNG

ENDESA CAPITAL, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


EmISIÓN DE INSTRumENToS DE DEUDA

ERNST & YouNG

ENDESA CEmSA, S.A. 100,00 49,71 IG 100,00 71,36 IGBuENoS AIRES (ARGENTINA)

ComPRAVENTA mAYoRISTA DE ENERGíA ELÉCTRICA

ERNST & YouNG

ENDESA ComERCIALIZAÇÃo DE ENERGIA, S.A.

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGoPoRTo (PoRTuGAL)

ComERCIALIZACIÓN DE PRoDuCToS ENERGÉTICoS

ERNST & YouNG

ENDESA CoSTANERA, S.A. 75,68 27,52 IG 69,76 25,37 IGBuENoS AIRES (ARGENTINA)


ERNST & YouNG

ENDESA DISTRIBuCIÓN ELÉCTRICA, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


DISTRIBuCIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

ERNST & YouNG

ENDESA ENERGíA XXI, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


SERVICIoS ASoCIADoS A ComERCIALIZACIÓN DE PRoDuCToS ENERGÉTICoS

ERNST & YouNG

ENDESA ENERGíA, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


ComERCIALIZACIÓN DE PRoDuCToS ENERGÉTICoS

ERNST & YouNG

ENDESA FINANCIACIÓN FILIALES, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


FINANCIACIÓN DE LAS FILIALES DE ENDESA, S.A.

ERNST & YouNG

ENDESA GAS, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGZARAGoZA (ESPAÑA)

CICLo ComPLETo DE GAS

ERNST & YouNG







Empresa Auditora

ENDESA GENERACIÓN II, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGSEVILLA (ESPAÑA)

DESARRoLLo DE ACTIVIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

No AuDITADA

ENDESA GENERACIÓN NuCLEAR, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG — — —SEVILLA (ESPAÑA)

oSTENTAR LA PRoPIEDAD DE ToDA CLASE DE ACTIVoS NuCLEARES Y LA GESTIÓN, GENERACIÓN Y VENTA DE ELECTRICIDAD

No AuDITADA

ENDESA GENERACIÓN PoRTuGAL, S.A.

99,40 99,40 IG 99,40 99,40 IGLISBoA (PoRTuGAL)

ACTIVIDADES DE PRoDuCCIÓN ELÉCTRICA Y oTRAS RELACIoNADAS

ERNST & YouNG

ENDESA GENERACIÓN, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)



ERNST & YouNG

ENDESA INGENIERíA, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


SERVICIoS DE CoNSuLToRíA E INGENIERíA CIVIL

ERNST & YouNG

ENDESA LATINoAmÉRICA, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


ACTIVIDAD INTERNACIoNAL DE ENDESA, S.A.

ERNST & YouNG

ENDESA oPERACIoNES Y SERVICIoS ComERCIALES, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


PRESTACIÓN DE SERVICIoS A ENDESA DISTRIBuCIÓN ELÉCTRICA Y A ENDESA ENERGíA

ERNST & YouNG

ENDESA PoWER TRADING LTD.

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGLoNDRES (REINo uNIDo)

oPERACIoNES DE TRADING

ERNST & YouNG

ENDESA RED, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


ACTIVIDADES DE DISTRIBuCIÓN

ERNST & YouNG

ENDESA SERVICIoS, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


PRESTACIÓN DE SERVICIoS

ERNST & YouNG

ENEL INSuRANCE N.V. (1) 50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IPÁmSTERDAm (HoLANDA)

oPERACIoNES DE REASEGuRo

ERNST & YouNG

ENERGEX Co. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IP

GRAND CAYmAN (ISLAS CAImÁN)

SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

ENERGíAS DE ARAGÓN I, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGZARAGoZA (ESPAÑA)

TRANSPoRTE, DISTRIBuCIÓN Y VENTA DE ENERGíA ELÉCTRICA

ERNST & YouNG

ENERGIE ELECTRIQuE DE TAHADDART, S.A.

32,00 32,00 IP 32,00 32,00 IPTÁNGER (mARRuECoS)

CENTRAL ELÉCTRICA DE CICLo ComBINADo

DELoITTE

ENERSIS, S.A. 60,62 60,62 IG 60,62 60,62 IGSANTIAGo (CHILE)

GENERACIÓN Y DISTRIBuCIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA Y SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

EÓLICA FAZENDA NoVA - GERAÇÃo E ComERCIALIZAÇÃo DE ENERGIA, S.A.

99,95 50,62 IG 99,95 61,37 IGRío GRANDE Do NoRTE (BRASIL)

PRoYECToS EÓLICoSERNST & YouNG

EPRESA ENERGíA, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)



DELoITTE

FoToVoLTAICA INSuLAR, S.L.

50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IP




GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIÓN, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGPALMA DE mALLoRCA (ESPAÑA)


ERNST & YouNG

GASATACAmA CHILE, S.A. 99,95 18,64 IP 99,95 18,18 IPSANTIAGo (CHILE)


ERNST & YouNG

GASATACAmA, S.A. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IPSANTIAGo (CHILE)

ADmINISTRACIÓN Y DIRECCIÓN DE SoCIEDADES

ERNST & YouNG

IG: Integración Global; IP: Integración Proporcional.(1) Anteriormente denominada Enel.Re, N.V., cambió su denominación social durante el ejercicio 2012 a Enel Insurance, N.V.






Empresa Auditora

GASIFICADoRA REGIoNAL CANARIA, S.A.

100,00 99,83 IG 72,00 72,00 IGLAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)

DISTRIBuCIÓN DE GASERNST & YouNG

GASoDuCTo ATACAmA ARGENTINA, S.A.


TRANSPoRTE DE GAS NATuRAL

ERNST & YouNG

GASoDuCTo TALTAL, S.A. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IPSANTIAGo (CHILE)


ERNST & YouNG

GENERALImA, S.A.C. 100,00 60,62 IG 100,00 100,00 IG LImA (PERÚ)SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

GENERANDES PERÚ, S.A. 61,00 22,18 IG 61,00 22,18 IG LImA (PERÚ)SoCIEDAD DE CARTERA

KPmG AuDIToRES

GNL NoRTE, S.A. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IGSANTIAGo (CHILE)

PRoDuCCIÓN, TRANS-PoRTE, DISTRIBuCIÓN, ALmACENAmIENTo Y SumINISTRo DE ENER-GíA Y ComBuSTIBLES

No AuDITADA

GuADARRANQuE SoLAR 4, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


PRoDuCCIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA mEDIANTE ENERGíAS RENoVABLES

No AuDITADA

HIDRoELÉCTRICA DE CATALuNYA, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)



ERNST & YouNG

HIDRoELÉCTRICA EL CHoCÓN, S.A.


PRoDuCCIÓN Y ComERCIALIZACIÓN DE ENERGíA

ERNST & YouNG

HIDRoFLAmICELL, S.L. 75,00 75,00 IG 75,00 75,00 IGBARCELoNA (ESPAÑA)

DISTRIBuCIÓN Y VENTA DE ENERGíA

No AuDITADA

HIDRoINVEST, S.A. 96,09 34,94 IG 96,09 34,94 IGBuENoS AIRES (ARGENTINA)

SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

HIDRomoNDEGo - HIDRoELÉCTRICA Do moNDEGo, LDA

100,00 99,94 IG 100,00 99,94 IGLISBoA (PoRTuGAL)

PRoDuCCIÓN Y ComERCIALIZACIÓN DE ENERGíA

No AuDITADA

ICT SERVICIoS INFoRmÁTICoS LTDA.


SERVICIoS DE INFoR-mÁTICA, TELEComu-NICACIoNES Y TRANS-mISIÓN DE DAToS

ERNST & YouNG

INGENDESA Do BRASIL LTDA. (EN LIQuIDACIÓN)


CoNSuLToRA DE INGENIERíA DE PRoYECToS

No AuDITADA

INmoBILIARIA mANSo DE VELASCo LTDA.


CoNSTRuCCIoNES Y oBRAS

ERNST & YouNG

INTERNATIoNAL ENDESA B.V.

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IGÁmSTERDAm (HoLANDA)

SoCIEDAD DE oPERACIoNES FINANCIERAS INTERNACIoNALES

ERNST & YouNG

INVERSIoNES DISTRILImA, S.A.C.

100,00 60,46 IG 100,00 74,17 IG LImA (PERÚ)SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

INVERSIoNES GASATACAmA HoLDING LTDA.



ERNST & YouNG

INVERSoRA CoDENSA S.A.S. 100,00 29,34 IG 100,00 39,84 IGBoGoTÁ D.C. (CoLomBIA)

INVERSIÓN EN ACTIVIDADES DE SERVICIoS PÚBLICoS DE ENERGíA

ERNST & YouNG

INVERSoRA DoCK SuD, S.A. 57,14 34,64 IG 57,14 57,14 IGBuENoS AIRES (ARGENTINA)

SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

LA PEREDA Co2, A.I.E. 33,33 33,33 IP 33,33 33,33 IPASTuRIAS (ESPAÑA)


No AuDITADA

LuZ ANDES LTDA. 100,00 60,07 IG 100,00 60,07 IGSANTIAGo (CHILE)

TRANSPoRTE, DISTRIBuCIÓN Y VENTA DE ENERGíA Y ComBuSTIBLES

Jm+A

mEDIDAS AmBIENTALES, S.L.

50,00 25,00 IP 50,00 25,00 IPBuRGoS (ESPAÑA)

ESTuDIoS E INFoRmES AmBIENTALES

No AuDITADA

mINAS DE ESTERCuEL, S.A. 99,65 99,57 IG 99,65 99,57 IGmADRID (ESPAÑA)

YACImIENToS mINERALES

No AuDITADA

mINAS GARGALLo, S.L. 99,91 99,91 IG 99,91 99,91 IGmADRID (ESPAÑA)

YACImIENToS mINERALES

No AuDITADA







Empresa Auditora

NuCLENoR, S.A. 50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IPBuRGoS (ESPAÑA)

GENERACIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA DE oRIGEN NuCLEAR

ERNST & YouNG

NuEVA ComPAÑíA DE DISTRIBuCIÓN ELÉCTRICA 4, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)


DESARRoLLo DE ACTIVIDADES DE DISTRIBuCIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

No AuDITADA

PEGoP - ENERGíA ELÉCTRICA, S.A.

50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IPSANTARÉm (PoRTuGAL)

oPERACIÓN DE LA CENTRAL DE PEGo

KPmG AuDIToRES

PEREDA PoWER, S.L. 70,00 70,00 IG 70,00 70,00 IGASTuRIAS (ESPAÑA)


No AuDITADA

PRoGAS, S.A. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IPSANTIAGo (CHILE)

DISTRIBuCIÓN DE GASERNST & YouNG

SACmE, S.A. 50,00 21,71 IP 50,00 22,93 IPBuENoS AIRES (ARGENTINA)

SuPERVISIÓN Y CoNTRoL SISTEmA ELÉCTRICo

ESTuDIo ALoNSo HIDALGo Y ASoCIADoS

SoCIEDAD AGRíCoLA DE CAmERoS LTDA.


INVERSIoNES INmoBILIARIAS

ERNST & YouNG

SoCIEDAD CoNCESIoNARIA TÚNEL EL mELÓN, S.A.


EJECuCIÓN, CoNSTRuCCIÓN Y EXPLoTACIÓN DEL TÚNEL EL mELÓN

KPmG AuDIToRES

SoCIEDAD PoRTuARIA CENTRAL CARTAGENA, S.A.

99,85 23,15 IG 99,85 31,75 IGBoGoTÁ D.C. (CoLomBIA)

PRESTACIÓN DE SERVICIoS RELACIoNADoS CoN LA ACTIVIDAD PoRTuARIA

ERNST & YouNG

SoL DE mEDIA NoCHE FoToVoLTAICA, S.L.

50,00 50,00 IP 50,00 50,00 IP




SouTHERN CoNE PoWER ARGENTINA, S.A.


SoCIEDAD DE CARTERA

ERNST & YouNG

SumINISTRADoRA ELÉCTRICA DE CÁDIZ, S.A.


SumINISTRo Y DISTRIBuCIÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

ERNST & YouNG

SumINISTRo DE LuZ Y FuERZA, S.L.

60,00 60,00 IG 60,00 60,00 IGGIRoNA (ESPAÑA)


ERNST & YouNG

TEJo ENERGIA - PRoDuÇÃo E DISTRIBuÇÃo DE ENERGIA ELÉCTRICA, S.A.

38,89 38,89 IP 38,89 38,89 IPLISBoA (PoRTuGAL)


KPmG AuDIToRES

TRANSmISoRA ELÉCTRICA DE QuILLoTA LTDA.



ERNST & YouNG

TRANSPoRTADoRA DE ENERGíA, S.A.



ERNST & YouNG

TRANSPoRTES Y DISTRIBuCIoNES ELÉCTRICAS, S.A.

73,33 73,33 IG 73,33 73,33 IGGIRoNA (ESPAÑA)

TRANSPoRTE DE ENERGíA ELÉCTRICA

No AuDITADA

uNIÓN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIÓN, S.A. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL)

100,00 100,00 IG 100,00 100,00 IG



ERNST & YouNG



Anexo II. Sociedades Asociadas


% Participación a 31/12/2013

% Participación a 31/12/2012

Control Económico Control Económico Domicilio Social ActividadEmpresa Auditora

AYESA ADVANCED TECHNoLoGIES, S.A. (1) 22,00 22,00 22,00 22,00SEVILLA (ESPAÑA)

TECNoLoGíAS INFoRmACIÓN, INGENIERíA Y FoRmACIÓN.

DELoITTE

CENTRAL TÉRmICA DE ANLLARES, A.I.E. 33,33 33,33 33,33 33,33mADRID (ESPAÑA)

GESTIÓN DE LA C.T. DE ANLLARES

No AuDITADA

CENTRALES NuCLEARES ALmARAZ-TRILLo, A.I.E.

24,26 23,92 24,26 23,92mADRID (ESPAÑA)

GESTIÓN DE LA C.N. DE ALmARAZ Y C.N. DE TRILLo

ERNST & YouNG

ComPAÑíA TRANSPoRTISTA DE GAS CANARIAS, S.A.

47,18 47,18 47,18 47,18LAS PALMAS DE GRAN CANARIA (ESPAÑA)

oPERACIoNES DE GAS NATuRAL EN CANARIAS

ERNST & YouNG

ELCoGAS, S.A. 40,99 40,99 40,99 40,99CIuDAD REAL (ESPAÑA)


DELoITTE

ELÉCTRICA DE JAFRE, S.A. 47,46 47,46 47,46 47,46GIRoNA (ESPAÑA)


RCm AuDIToRES

ELECTRoGAS, S.A. 42,50 15,45 42,50 15,45SANTIAGo (CHILE)


DELoITTE

ENEL GREEN PoWER ESPAÑA, S.L. 40,00 40,00 40,00 40,00mADRID (ESPAÑA)

CoGENERACIÓN Y ENERGíAS RENoVABLES

ERNST & YouNG

GNL CHILE, S.A. 33,33 12,12 33,33 12,12SANTIAGo (CHILE)

PRomoVER uN PRoYECTo PARA EL SumINISTRo DE GAS LICuADo

ERNST & YouNG

GNL QuINTERo, S.A. 20,00 7,27 20,00 7,27SANTIAGo (CHILE)

DESARRoLLo, DISEÑo, SumINISTRo DE uN TERmINAL DE REGASIFICACIÓN DE GNL

DELoITTE

GoRoNA DEL VIENTo EL HIERRo, S.A. 30,00 30,00 30,00 30,00SANTA CRuZ DE TENERIFE (ESPAÑA)

DESARRoLLo Y mANTENImIENTo DE LA CENTRAL DE EL HIERRo

uNIoNAuDIT J.Y.E. S.L.

KRomSCHRoEDER, S.A. 27,93 27,93 27,93 27,93BARCELoNA (ESPAÑA)

APARAToS DE MEDIDA

BDo AuDIToRES

oFICINA DE CAmBIoS DE SumINISTRADoR, S.A.

20,00 20,00 20,00 20,00mADRID (ESPAÑA)

SERVICIoS ASoCIADoS A LA VENTA DE ENERGíA

No AuDITADA

PRoYECTo ALmERíA mEDITERRÁNEo, S.A. (EN LIQuIDACIÓN)

45,00 45,00 45,00 45,00mADRID (ESPAÑA)

INSTALACIÓN DE PLANTA DESALADoRA DE AGuA DE mAR

No AuDITADA

TECNATom, S.A. 45,00 45,00 45,00 45,00mADRID (ESPAÑA)

SERVICIoS A INSTALACIoNES DE PRoDuCCIÓN DE ENERGíA

ERNST & YouNG

TERmoELÉCTRICA JoSÉ DE SAN mARTíN, S.A. 25,60 6,29 25,60 6,40BuENoS AIRES (ARGENTINA)


ERNST & YouNG

TERmoELÉCTRICA mANuEL BELGRANo, S.A. 25,60 6,29 25,60 6,40BuENoS AIRES (ARGENTINA)


ERNST & YouNG

YACYLEC, S.A. 22,22 13,47 22,22 22,22BuENoS AIRES (ARGENTINA)

TRANSPoRTE DE ELECTRICIDAD

ERNST & YouNG

(1) En el ejercicio 2012 SADIEL TECNoLoGíAS DE LA INFoRmACIÓN, S.A. cambió su denominación social, pasando a denominarse AYESA ADVANCED TECHNoLoGIES, S.A.


Anexo III. Variaciones del perímetro de ConsolidaciónIncorporaciones al perímetro de consolidación durante 2013 y 2012


Sociedad (por orden alfabético)Fecha deIncorporación Control Económico

Método deConsolidación Control Económico

Método deConsolidación

ComPAÑíA ENERGÉTICA VERACRuZ S.A.C. 23/09/2013 100,00 60,62 IG — — —

ENDESA GENERACIÓN NuCLEAR, S.A.u. 17/06/2013 100,00 100,00 IG — — —

INVERSIoNES SuDAmÉRICA LTDA. (*) 21/03/2013 — — — — — —

IG: Integración Global.


Sociedad (por orden alfabético)Fecha deIncorporación Control Económico

Método deConsolidación Control Económico


CoNo SuR PARTICIPACIoNES, S.L.u. 26/12/2012 100,00 100,00 IG — — —

ENDESA CARBoNo PHILIPPINES, INC. 12/01/2012 100,00 82,50 IG — — —

EmGESA PANAmÁ, S.A. 03/07/2012 100,00 31,38 IG — — —

GEm SumINISTRo DE GAS SuR 3, S.L.u. (*) 29/02/2012 — — — — — —

GEm SumINISTRo DE GAS 3, S.L.u. (*) 29/02/2012 — — — — — —

IG: Integración Global.(*) Han sido excluidas del perímetro de consolidación en el mismo ejercicio en el que se incorporaron.


Exclusiones del perímetro de consolidación durante 2013 y 2012


Sociedad (por orden alfabético) Control EconómicoMétodo deConsolidación Control Económico


AmPLA INVESTImENToS E SERVIÇoS, S.A. — — — 99,64 63,63 IG

ASIN CARBoNo uSA, INC. — — — 100,00 82,50 IG

ComPAÑíA ELÉCTRICA SAN ISIDRo, S.A. — — — 100,00 39,15 IG

CoNo SuR PARTICIPACIoNES, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL) — — — 100,00 100,00 IG

ENDESA CARBoNo PHILIPPINES, INC. — — — 100,00 82,50 IG

ENDESA CARBoNo uSA, L.L.C. — — — 100,00 82,50 IG

ENDESA CARBoNo, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL) — — — 82,50 82,50 IG

ENDESA DESARRoLLo, S.L. (SoCIEDAD uNIPERSoNAL) — — — 100,00 100,00 IG

ENDESA ECo, S.A. — — — 100,00 36,36 IG

INVESTLuZ, S.A. — — — 100,00 62,22 IG

INVERSIoNES SuDAmÉRICA LTDA. — — — — — —




CARBoNES DE BERGA, S.A.u. — — — 100,00 100,00 IG

DISTRIBuCIÓN Y ComERCIALIZACIÓN DE GAS EXTREmADuRA, S.A.

— — — 47,00 47,00 IP

EmPRESA DE INGENIERíA INGENDESA, S.A. — — — 100,00 36,36 IG

EmPRESA ELÉCTRICA PANGuE, S.A. — — — 99,99 39,55 IG

ENDESA INVERSIoNES GENERALES, S.A. — — — 100,00 36,35 IG

ENDESA IRELAND LImITED — — — 100,00 100,00 IG

ENDESA TRADING, S.A.u. — — — 100,00 100,00 IG

ENEL.RE LImITED — — — 50,00 50,00 IP

GAS EXTREmADuRA TRANSPoRTISTA, S.L. — — — 40,00 40,00 IP

GEm SumINISTRo DE GAS SuR 3, S.L.u. — — — — — —

GEm SumINISTRo DE GAS 3, S.L.u. — — — — — —

INVERSIoNES ENDESA NoRTE, S.A. — — — 100,00 36,36 IG

mINAS Y FERRoCARRIL DE uTRILLAS, S.A.u. — — — 100,00 100,00 IG

NuEVA mARINA REAL ESTATE, S.L. — — — 60,00 60,00 IG

PARQuE FoToVoLTAICo ARICouTE I, S.L. — — — 50,00 50,00 IP

PARQuE FoToVoLTAICo EL GuANCHE I, S.L. — — — 50,00 50,00 IP

PARQuE FoToVoLTAICo LLANo DELGADo I, S.L. — — — 50,00 50,00 IP

PARQuE FoToVoLTAICo TABLERo I, S.L. — — — 50,00 50,00 IP



Variaciones en el porcentaje de participación durante 2013 y 2012




AmPLA ENERGIA E SERVIÇoS, S.A. 99,64 55,55 IG 99,64 63,63 IG

ATACAmA FINANCE Co. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IP

CENTRAIS ELÉTRICAS CACHoEIRA DouRADA, S.A. 99,75 50,52 IG 99,75 61,25 IG

CENTRAL DoCK SuD, S.A. 69,99 24,25 IG 69,99 39,99 IG

CENTRAL EÓLICA CANELA S.A. 75,00 27,96 IG 75,00 27,27 IG

CENTRAL GERADoRA TERmELÉTRICA FoRTALEZA, S.A. 100,00 50,64 IG 100,00 61,40 IG

CENTRAL VuELTA DE oBLIGADo, S.A. 40,90 9,80 IP 40,90 10,78 IP

CoDENSA, S.A. E.S.P. 48,48 29,34 IG 48,48 39,84 IG

ComPANHIA ENERGÉTICA Do CEARÁ, S.A. 58,87 29,81 IG 58,87 36,61 IG

ComPAÑíA DE INTERCoNEXIÓN ENERGÉTICA, S.A. 100,00 50,64 IG 100,00 61,40 IG

ComPAÑíA DE TRANSmISIÓN DEL mERCoSuR, S.A. 100,00 50,64 IG 100,00 61,40 IG

ComPAÑíA ELÉCTRICA TARAPACÁ, S.A. 99,9959 37,28 IG 100,00 36,36 IG

CoNSoRCIo ARA-INGENDESA LTDA. 50,00 18,64 IP 50,00 18,18 IP

DISTRIBuIDoRA ELÉCTRICA DE CuNDINAmARCA, S.A. E.S.P. 49,00 14,38 IP 49,00 19,52 IP

ELÉCTRICA CABo BLANCo, S.A.C. 100,00 60,62 IG 100,00 100,00 IG

EmGESA PANAmÁ, S.A. 100,00 22,87 IG 100,00 31,38 IG

EmGESA, S.A. E.S.P. 48,48 22,87 IG 48,48 31,38 IG

EmPRESA DE DISTRIBuCIÓN ELÉCTRICA DE LImA NoRTE, S.A.A. 75,68 45,80 IG 75,68 52,88 IG

EmPRESA DE ENERGíA DE CuNDINAmARCA, S.A. E.S.P. 82,34 11,84 IP 82,34 16,07 IP

EmPRESA DISTRIBuIDoRA SuR, S.A. 99,45 43,41 IG 99,45 45,87 IG

EmPRESA ELÉCTRICA DE PIuRA, S.A. 96,50 58,50 IG 96,50 96,50 IG

EN-BRASIL ComERCIo E SERVIÇoS, S.A. 100,00 50,64 IG 100,00 61,40 IG

ENDESA ARGENTINA, S.A. 100,00 36,37 IG 100,00 36,36 IG

ENDESA BRASIL, S.A. 100,00 50,64 IG 100,00 61,40 IG

ENDESA CEmSA, S.A. 100,00 49,71 IG 100,00 71,36 IG

ENDESA CoSTANERA, S.A. 75,68 27,52 IG 69,76 25,37 IG

ENERGEX Co. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IP

EÓLICA FAZENDA NoVA - GERAÇÃo E ComERCIALIZAÇÃo DE ENERGIA, S.A.

99,95 50,62 IG 99,95 61,37 IG

GASATACAmA CHILE, S.A. 99,95 18,64 IP 99,95 18,18 IP

GASATACAmA, S.A. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IP

GASIFICADoRA REGIoNAL CANARIA, S.A. 100,00 99,83 IG 72,00 72,00 IG

GASoDuCTo ATACAmA ARGENTINA, S.A. 99,97 18,64 IP 99,97 18,18 IP

GASoDuCTo TALTAL, S.A. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IP

GENERALImA, S.A.C. 100,00 60,62 IG 100,00 100,00 IG

GNL NoRTE, S.A. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IP

INGENDESA Do BRASIL LTDA. (EN LIQuIDACIÓN) 100,00 37,27 IG 100,00 36,36 IG

INVERSIoNES DISTRILImA, S.A.C. 100,00 60,46 IG 100,00 74,17 IG

INVERSIoNES GASATACAmA HoLDING LTDA. 50,00 18,64 IP 50,00 18,18 IP

INVERSoRA CoDENSA S.A.S. 100,00 29,34 IG 100,00 39,84 IG

INVERSoRA DoCK SuD, S.A. 57,14 34,64 IG 57,14 57,14 IG

PRoGAS, S.A. 100,00 18,64 IP 100,00 18,18 IP

SACmE, S.A. 50,00 21,71 IP 50,00 22,93 IP

SoCIEDAD PoRTuARIA CENTRAL CARTAGENA, S.A. 99,85 23,15 IG 99,85 31,75 IG

SouTHERN CoNE PoWER ARGENTINA, S.A. 100,00 36,38 IG 100,00 36,36 IG

TRANSmISoRA ELÉCTRICA DE QuILLoTA LTDA. 50,00 18,64 IP 50,00 19,58 IP

TRANSPoRTADoRA DE ENERGíA, S.A. 100,00 50,64 IG 100,00 61,40 IG






AmPLA ENERGIA E SERVIÇoS, S.A. 99,6370 63,6305 IG 99,6367 63,6303 IG

AmPLA INVESTImENToS E SERVIÇoS, S.A. 99,6397 63,6332 IG 99,6367 63,6303 IG

ComPAÑíA ELÉCTRICA SAN ISIDRo, S.A. 99,99 39,15 IG 100,00 36,36 IG

IG: Integración Global.

Sociedades Asociadas: Incorporaciones, Exclusiones y Variaciones durante 2013 y 2012




Incorporaciones

— — — — — — —

Exclusiones

ENDESA GAS T&D, S.L. — — — 20,00 20,00 MP

ENEL GREEN PoWER moDELo I EÓLICA, S.A. 0,98 0,49 — 40,00 24,56 MP

ENEL GREEN PoWER moDELo II EÓLICA, S.A. 0,98 0,49 — 40,00 24,56 MP

Variaciones

TERmoELÉCTRICA JoSÉ DE SAN mARTíN, S.A. 25,60 6,29 MP 25,60 6,40 MP

TERmoELÉCTRICA mANuEL BELGRANo, S.A. 25,60 6,29 MP 25,60 6,40 MP

YACYLEC, S.A. 22,22 13,47 MP 22,22 22,22 MP




Incorporaciones

— — — — — — —

Exclusiones

ENSAFECA HoLDING EmPRESARIAL, S.L. (EN LIQuIDACIÓN) — — — 32,43 32,43 MP

Variaciones

— — — — — — —

mP: método de Participación.

DOCUMENTACIÓN LEGAL

Informe de Gestión consolidadocorrespondiente al ejercicio anual terminado a 31 de diciembre de 2013

ENDESA ha elaborado el presente Informe

de Gestión Consolidado correspondiente

al ejercicio anual terminado el 31 de di-

ciembre de 2013 siguiendo la «Guía para

la elaboración del Informe de Gestión de

las Entidades Cotizadas» emitida por el

Grupo de Expertos designado por la Co-

misión Nacional del Mercado de Valores.


1. Situación de la Entidad

1.1. Actividades Principales

Endesa, S.A. se constituyó el 18 de noviembre de 1944 y tiene

su domicilio social en Madrid, calle Ribera del Loira número

60.

Su objeto social es el negocio eléctrico en sus distintas activi-

dades industriales y comerciales, la explotación de toda clase

de recursos energéticos primarios, la prestación de servicios

de carácter industrial o relacionados con su negocio principal,

en especial los de gas, así como los que tengan carácter pre-

paratorio o complementario de las actividades incluidas en el

objeto social, y la gestión del Grupo empresarial, constituido

con las participaciones en otras sociedades. La sociedad desa-

rrollará, en el ámbito nacional e internacional, las actividades

que integran su objeto, bien directamente o mediante su par-

ticipación en otras sociedades.

El sector principal de la Clasificación Nacional de Actividades

Económicas (C.N.A.E.) en que se encuadra el objeto social de

Endesa, S.A. es el correspondiente a la sección E, división 40,

subclase 40.10.

Endesa, S.A. realiza principalmente actividades de genera-

ción, transporte y distribución de electricidad, y venta de elec-

tricidad y gas, a través de Compañías participadas.

Para organizar dichas actividades, dentro de cada segmento

geográfico Endesa, S.A. considera la existencia de dos líneas

de negocio separadas (la Generación y la Distribución inclu-

yendo en cada una de ellas la actividad de Comercialización

vinculada a la misma) gestionadas de forma independiente,

pero coordinadas a nivel país con el fin de capturar las venta-

jas competitivas que proporciona la integración vertical, res-

petando la normativa legal sobre separación de actividades

en aquellas jurisdicciones que así lo contemplan, y las oportu-

nidades de optimización de costes que pueden derivarse del

mayor tamaño conjunto.

Dadas las actividades a las que se dedican las Sociedades de

Endesa, S.A., las transacciones no cuentan con un carácter cí-

clico o estacional significativo.

1.2. Mercados Principales

Endesa, S.A. realiza las actividades de generación, transporte,

distribución y venta de electricidad, principalmente, en Espa-

ña, Portugal, Andorra, Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú

y Marruecos. Además, tiene una presencia significativa en el

mercado liberalizado de gas natural de España.

La actividad de Endesa, S.A. se estructura por líneas de nego-

cio para actuar con agilidad en los mercados donde opera y

tener en cuenta las necesidades de sus clientes en los territo-

rios y negocios en que está presente.

En el desarrollo de su actividad, la organización de Ende-

sa, S.A. se articula sobre la base de dos grandes líneas de ne-

gocio, basada cada una de ellas en un área geográfica:

• España y Portugal.

• Latinoamérica.

1.3. Estructura Organizativa

Endesa, S.A. y sus sociedades filiales (en adelante, «ENDESA»)

están integradas en el Grupo Enel, cuya cabecera en España

es Enel Energy Europe, S.L.U. que posee, a 31 de diciembre de

2013, una participación del 92,063% en el capital social

de ENDESA.

A la fecha de formulación de este Informe de Gestión Conso-

lidado el Comité Ejecutivo de Dirección de ENDESA, que tie-

ne entre sus funciones la implementación de las estrategias

adoptadas por la Sociedad, presenta la siguiente composición:

Cargo Miembro

Consejero Delegado D. Andrea Brentan

Director General Asesoría Jurídica y Secretaría General

D. Francisco de Borja Acha Besga

Director General España y Portugal D. José Damián Bogas Galvez

Director General Compras D. Francesco Buresti

Director General de Comunicación D. Alberto Fernández Torres

Director General Económico-Financiero

D. Paolo Bondi

Director General de Estrategia D. Héctor López Vilaseco

Director General de Innovación D. Federico Fea

Director General de Latinoamérica D. Ignacio Antoñanzas Alvear

Director General de Recursos Humanos y Organización

D. José Luis Puche Castillejo

Director General de Sistemas y Telecomunicaciones

D. Rafael López Rueda

185DOCUMENTACIÓN LEGAL INFORME DE GESTIóN CONSOLIDADO

Para ordenar sus líneas de negocio, ENDESA cuenta principal-

mente con las siguientes Compañías: Endesa Generación,

S.A.U., Endesa Red, S.A.U., Endesa Energía, S.A.U. y Endesa

Latinoamérica, S.A.U.:

• Endesa Generación, S.A.U.: Concentra en ella los acti-

vos de generación y minería de ENDESA y agrupa, entre

otras, las participaciones del 100% en Gas y Electricidad

Generación, S.A.U., Unión Eléctrica de Canarias Genera-

ción, S.A.U., y una participación del 40% en la sociedad

Enel Green Power España, S.L., controlada por Enel Green

Power, S.p.A., que aglutina la actividad del Grupo Enel en

energías renovables en el ámbito de España y Portugal.

• Endesa Red, S.A.U.: Integra las compañías de distribución

de ámbito territorial de ENDESA en España. Esta sociedad

agrupa, entre otras, la participación del 100% en Ende-

sa Distribución Eléctrica, S.L.U., que asume las actividades

reguladas de transporte y distribución de electricidad.

Asimismo, Endesa Red, S.A.U. controla la sociedad Endesa

Ingeniería, S.L.U.

• Endesa Energía, S.A.U.: Desarrolla actividades de comercia-

lización de electricidad y gas en el mercado liberalizado.

Su actividad fundamental es el suministro de energías y

servicios de valor añadido a los clientes que deciden ejer-

cer su derecho a elegir suministrador y recibir el servicio

en el mercado liberalizado. Además, Endesa Energía, S.A.U.

ostenta la participación del 100% en Endesa Energía XXI,

S.L.U., sociedad que comercializa el Precio Voluntario para

el Pequeño Consumidor (PVPC), y en Endesa Operaciones

y Servicios Comerciales, S.L.U., con el objeto de prestar

servicios comerciales vinculados al suministro de energía

eléctrica y gas. Además, Endesa Energía, S.A.U. realiza acti-

vidades de comercialización en los mercados liberalizados

de diversos países europeos.

• Endesa Latinoamérica, S.A.U.: Su objetivo es gestionar

la presencia de ENDESA en el mercado latinoamericano,

a través de su participación en Enersis, S.A., que es una

sociedad radicada en Chile que posee participaciones

de control en sociedades generadoras y distribuidoras

de electricidad en cinco países latinoamericanos. Sus

principales sociedades participadas, directa o indirecta-

mente, son: Empresa Nacional de Electricidad, S.A. (ge-

neración en Chile con participaciones en otras empresas

generadoras), Chilectra, S.A. (distribuidora en Chile con

participaciones en otras empresas distribuidoras de elec-

tricidad latinoamericanas), Empresa Distribuidora Sur,

S.A. (distribución en Argentina), Endesa Costanera, S.A.

e Hidroeléctrica el Chocón, S.A. y Central Dock Sud, S.A.

(generación en Argentina), Compañía de Interconexión

Energética, S.A. (interconexión eléctrica entre Argentina

y Brasil), Central Geradora Termeléctrica Fortaleza, S.A.

y Centrais Elétricas Cachoeira Dourada, S.A. (generación

en Brasil), Ampla Energia e Serviços, S.A. y Companhia

Energética do Ceará, S.A. (distribución en Brasil), Emge-

sa, S.A. E.S.P. (generación en Colombia), Codensa, S.A.

E.S.P. (distribución en Colombia), Edegel, S.A.A. y Empre-

sa Eléctrica de Piura, S.A. (generación en Perú) y Empresa

de Distribución Eléctrica de Lima Norte, S.A.A. (distribu-

ción en Perú).

A continuación se detalla el mapa societario de ENDESA en

el que se recoge, de forma gráfica, la situación a 31 de di-

ciembre de 2013 de las principales sociedades participadas

por ENDESA:


En el Anexo I de la Memoria de las Cuentas Anuales Conso-

lidadas se relacionan las sociedades dependientes y de con-

trol conjunto de ENDESA. En el Anexo II de la Memoria de las

Cuentas Anuales Consolidadas se relacionan las sociedades

asociadas de ENDESA.

Como Anexo I de este Informe de Gestión Consolidado se ad-

junta el Informe Anual de Gobierno Corporativo, que descri-

be la organización de su Consejo de Administración y de los

órganos en que éste delega sus decisiones.

100%CTM

51%

59%COELCE

30%

100%TESA

51%

100%MANSO VELASCO

61%

Interpretación

Integración Global

Integración Proporcional

Método de la Participación

50%ENEL INSURANCE

N.V.

48%EMGESA

23%

100%ENDESA BRASIL

51%

100%CIEN

51%

100%ENDESA

GENERACIóN

100%ENDESA

RED

100%BOLONIA

REAL ESTATE

50%COMPOSTILLARE

50%

100%ENDESA CAPITAL

100%ENDESA FINANC.

FILIALES

100%ENDESA

SERVICIOS

100%I.E.B.V.

100%ENDESA

INGENIERÍA

100%ENDESA

GAS

100%ENDESA DISTRIB.

ELÉCTRICA

100%CARBOEX

100%ENCASUR

100%GAS

Y ELECTRICIDAD GENERACIóN

100%UNIóN ELÉCTRICA

DE CANARIAS GENERACIóN

50%NUCLENOR

99%ENDESA

GENERACIóN PORTUGAL

50%ELECGAS

50%PEGOP

50%CARBOPEGO

32%TAHADDART

39%TEJO

ENERGÍA

41%ELCOGAS

40%ENEL GREEN

POWER ESPAÑA

100%ENDESA

GENERACIóN NUCLEAR

100%ENDESAENERGÍA

100%ENDESA

ENERGÍA XXI

100%ENDESA OPS.

Y SERV. COMERC.

100%ENDESA

LATINOAMÉRICA

61%ENERSIS

60%ENDESA CHILE

36%

68%H. CHOCóN

24%

76%E. COSTANERA

28%

93%PEHUENCHE

34%

100%TÚNEL EL MELóN

36%

100%CELTA

37%

75%EóLICA CANELA

28%

50%GAS ATACAMA

19%

51%C.H. AYSÉN

19%

96%PIURA

59%

84%EDEGEL

23%

100%ENDESA CEMSA

50%

80%CHINANGO

18%

70%DOCK SUD

24%

22%YACYLEC

13%

99%EDESUR

43%

76%EDELNOR

46%

99%CHILECTRA

60%

48%CODENSA

29%

100%AMPLA

56%

49%D. E.

CUNDINAMARCA14%

100%CACHOEIRA DOURADA

51%

100%FORTALEZA

51%


2. Evolución y Resultado de los Negocios en el Ejercicio 2013

2.1. Resultados Consolidados

El beneficio neto de ENDESA ascendió a 1.879 millones

de euros en el ejercicio 2013

ENDESA obtuvo un beneficio neto de 1.879 millones de euros

en el ejercicio 2013, lo que supone una reducción del 7,6%

respecto del obtenido en el ejercicio anterior, debido a la dis-

minución de 234 millones de euros en el resultado del Ne-

gocio en España y Portugal como consecuencia del impacto

de la aplicación desde el 1 de enero de 2013 de las medidas

fiscales para la sostenibilidad energética establecidas en la

Ley 15/2012, de 27 de diciembre, y de las medidas urgentes

establecidas en los Reales Decretos Ley 2/2013, de 1 de fe-

brero, y 9/2013, de 12 de julio, que han tenido un impacto

bruto de 941 millones de euros, y que se añaden a los 396

millones de euros de impacto anual recurrente para ENDESA

de las medidas regulatorias que entraron en vigor durante el

ejercicio 2012. Las nuevas medidas que se han comenzado

a aplicar en el ejercicio 2013 han tenido un efecto negativo

sobre el resultado neto por importe de 659 millones de euros.

Este impacto bruto de 1.337 millones de euros es inferior en

aproximadamente 400 millones de euros a la estimación de

impacto anual recurrente de estas medidas como consecuen-

cia de los menores impuestos sobre la producción soportados

en el ejercicio 2013 dada la menor generación eléctrica del

periodo, así como los menores precios durante el año en el

mercado mayorista de electricidad que han reducido la base

de cálculo del impuesto, y la aplicabilidad de alguna de las

nuevas medidas regulatorias aprobadas sólo durante el se-

gundo semestre de 2013.

La evolución negativa del resultado neto del Negocio en

España y Portugal se ha visto parcialmente compensada

por el aumento de 79 millones de euros en el resultado

neto del Negocio en Latinoamérica como consecuencia,

fundamentalmente, de la Resolución 250/2013 aprobada

el 7 de mayo de 2013 por la Secretaría de Energía de la

República Argentina, que reconoció a Empresa Distribui-

dora Sur, S.A. el ingreso por la compensación de las varia-

ciones de costes no trasladados a tarifa desde 2007 hasta

febrero de 2013 en aplicación del ajuste del Mecanismo

de Monitoreo de Costos (MMC) por un importe total de

333 millones de euros, incluyendo los correspondientes

intereses, con un impacto en el resultado neto de 94 mi-

llones de euros.

A continuación se presenta la distribución de este resultado

entre los dos negocios de ENDESA y su variación respecto del

mismo periodo del ejercicio anterior:

Beneficio Neto de ENDESA en el ejercicio 2013

Millones de Euros

% Var.2012

% Aportación a Beneficio Neto Total

España y Portugal 1.176 (16,6) 62,6

Latinoamérica 703 12,7 37,4

Total 1.879 (7,6) 100,0

Generación y ventas de electricidad

La generación de electricidad de ENDESA en el ejercicio 2013 ascendió a 132.427 GWh, un 6,4% inferior al ejercicio 2012, mien-

tras que las ventas de electricidad se situaron en 157.634 GWh, con una reducción del 3,0%.

Producción y Ventas de electricidad en el ejercicio 2013

Producción Ventas

GWh % Var. 2012 GWh % Var. 2012

España y Portugal 70.542 (9,9) 96.122 (6,5)

Latinoamérica 61.885 (2,0) 61.512 3,0

Total 132.427 (6,4) 157.634 (3,0)


Resultado bruto de explotación (EBITDA):

6.720 millones de euros

El resultado bruto de explotación (EBITDA) y el resultado de

explotación (EBIT) del ejercicio 2013 han experimentado una

reducción del 4,1% y 2,6%, respectivamente, situándose en

6.720 millones de euros y 4.302 millones de euros.

La disminución del 4,1% en el resultado bruto de explotación

(EBITDA) en el ejercicio 2013 se corresponde, por una parte,

con una disminución del 13,7% en el Negocio en España y

Portugal y, por otra, con un aumento del 7,3% en el Negocio

en Latinoamérica. Estas variaciones se deben fundamental-

mente a los siguientes factores:

• En el Negocio en España y Portugal la reducción del resul-

tado bruto de explotación (EBITDA) ha sido tan sólo de

519 millones de euros, a pesar del impacto negativo de las

medidas fiscales aprobadas por la Ley 15/2012, de 27 de

diciembre, de 1 de febrero, que han supuesto un incremen-

to de 664 millones de euros en los costes, y a las medidas

adoptadas en el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, y

en la Ley 2/2013, de 1 de febrero, que han supuesto una

reducción de los ingresos de 269 millones de euros, gracias

a las mejores condiciones de mercado e hidraulicidad que

se han dado en el ejercicio 2013 y a las mejoras operativas

alcanzadas en este Negocio durante el ejercicio 2013 que

han dado lugar a una reducción de los costes fijos por im-

porte de 142 millones de euros.

• El aumento en el Negocio en Latinoamérica por importe

de 234 millones de euros es debido al ingreso registrado

por la aplicación de la Resolución 250/2013 de la Secreta-

ría de Energía de la República Argentina, aprobada el 7 de

mayo de 2013, que ha reconocido el ajuste del Mecanismo

de Monitoreo de Costos (MMC) por importe de 293 millo-

nes de euros por los incrementos de costes no trasladados

a tarifa desde 2007 hasta febrero de 2013. Este impacto

positivo en Argentina se ha visto parcialmente compen-

sado por el efecto de los sobrecostes soportados por las

compañías de distribución en Brasil que no han sido com-

pensados en su totalidad por las medidas extraordinarias

adoptadas por el Gobierno brasileño para su inmediata

compensación y cuyo importe asciende a 63 millones de

euros y se compensarán en las sucesivas revisiones tarifa-

rias, de acuerdo con lo establecido en la regulación brasile-

ña. Aislando los dos efectos mencionados anteriormente,

el buen comportamiento operativo de las sociedades par-

ticipadas en Latinoamérica ha permitido absorber el im-

pacto negativo de 349 millones de euros que ha supuesto

sobre el resultado bruto de explotación (EBITDA) la deva-

luación de las monedas latinoamericanas con el euro entre

los ejercicios 2013 y 2012.

A pesar de la disminución en un 4,1% del resultado bruto de

explotación (EBITDA), el resultado de explotación (EBIT) tan

sólo ha caído un 2,6% gracias a la disminución del 6,5% en

el epígrafe «Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro» como

consecuencia del saneamiento extraordinario realizado en el

ejercicio 2012 sobre determinados activos, fundamentalmen-

te la Central Nuclear Santa María de Garoña, los activos de la

actividad de minería en España, los activos de generación en

Irlanda y la central de Tarapacá en Chile, por un importe total


A continuación se incluye el desglose por Negocios de los ingresos, el resultado bruto de explotación (EBITDA) y el resultado de

explotación (EBIT) y su variación respecto al ejercicio anterior:

Ingresos EBITDA EBIT

Millones de Euros % Var. 2012 Millones de Euros % Var. 2012 Millones de Euros % Var. 2012

España y Portugal 21.512 (7,1) 3.277 (13,7) 1.651 (17,4)

Latinoamérica 9.691 (10,2) 3.443 7,3 2.651 9,5

Total 31.203 (8,0) 6.720 (4,1) 4.302 (2,6)


El resultado financiero neto asciende

a 350 millones de euros

Los resultados financieros netos del ejercicio 2013 fueron

negativos por importe de 350 millones de euros, lo que re-

presenta una mejora de 291 millones de euros respecto del

ejercicio 2012. Los gastos financieros netos ascendieron a

344 millones de euros, 255 millones de euros inferiores a los

del ejercicio 2012.

Las diferencias de cambio netas han sido negativas por im-

porte de 6 millones de euros frente a los 42 millones de euros,

también negativos, en el ejercicio 2012.

La evolución positiva tan significativa de los resultados finan-

cieros se ha debido fundamentalmente a la importante re-

ducción de deuda experimentada entre ambos periodos.

La información relativa a los compromisos de adquisición de

bienes de inmovilizado material e inmaterial mantenidos por

ENDESA a 31 de diciembre de 2013 se incluyen en las Notas 5

y 7 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Situación financiera

La deuda financiera neta de ENDESA se situó en 4.286 millo-

nes de euros a 31 de diciembre de 2013, con una disminución

de 4.492 millones de euros respecto de la existente a 31 de

diciembre de 2012.

Las principales causas de esta significativa reducción del en-

deudamiento financiero neto han sido: la aportación de efec-

tivo por importe de 1.796 millones de euros, realizada por los

accionistas minoritarios en la ampliación de capital llevada a

cabo por Enersis, S.A. en marzo de 2013, y los cobros realiza-

dos durante el ejercicio 2013 de los derechos acumulados en

años anteriores por el déficit de tarifa por un importe total

de que 3.751 millones de euros, de los que 3.541 millones de

euros corresponden a las cesiones realizadas de derechos de

crédito de déficit de tarifa al Fondo de Titulización del Déficit

del Sistema Eléctrico (FADE), que han superado a los pagos

realizados durante el ejercicio para la financiación del mismo

por un importe total de 2.605 millones de euros.

Adicionalmente, hay que tener en cuenta que, a 31 de diciem-

bre de 2013, existen 1.029 millones de euros que están colo-

cados en instrumentos financieros con vencimiento superior a

tres meses, por lo que no se incluyen como saldo de «Efectivo

y otros medios equivalentes» y, por lo tanto, no netean la cifra

de deuda financiera y no han contribuido a la reducción de la

deuda financiera neta mencionada en el párrafo anterior.

Igualmente, a la hora de analizar el nivel de endeudamiento

de ENDESA hay que tener en cuenta que, a 31 de diciembre

de 2013, ENDESA tenía acumulado un derecho de cobro de

Inversiones brutas: 2.458 millones de euros

Las inversiones brutas de ENDESA se situaron en 2.458 millones de euros en el ejercicio 2013. De esta cifra, 2.253 millones de

euros corresponden a inversiones materiales, inmateriales e inversiones inmobiliarias, y los 205 millones de euros restantes a

inversiones financieras, conforme al detalle que figura a continuación:

Inversiones

Millones de Euros

% Var. 2012 Materiales, Inmateriales

e Inmobiliarias (1) Financieras TOTAL

España y Portugal 876 57 933 (34,0)

Latinoamérica 1.377 148 1.525 16,1

Total (2) 2.253 205 2.458 (9,9)

(1) Excluyendo los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), Certified Emissions Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs).(2) En el ejercicio 2012, no incluía inversiones en activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas por importe de 73 millones de euros, ni la adquisición de la cartera de clientes de gas en la Comunidad de Madrid por importe de 34 millones de euros.


3.146 millones de euros por diversas partidas reconocidas en

la regulación eléctrica española: 1.985 millones de euros por

la financiación del déficit de ingresos de las actividades regu-

ladas, y 1.161 millones de euros por las compensaciones de-

rivadas de los sobrecostes de la generación extrapeninsular.

Si se descuentan los importes de las partidas indicadas en

los párrafos anteriores, el endeudamiento neto de ENDESA

a 31 de diciembre de 2013 se sitúa en 111 millones de eu-

ros, 3.521 millones de euros inferior al de 31 de diciembre

de 2012.

El coste medio de la deuda de ENDESA ascendió a un 5,7%

en 2013, manteniéndose similar respecto del ejercicio 2012

a pesar de la reducción del coste medio tanto en ENDESA y

sus filiales directas como en Enersis, como consecuencia del

aumento del peso relativo de la deuda financiera neta de esta

última que tiene un mayor coste. El coste medio de la deuda

correspondiente a Enersis fue un 8,1% (8,6% en el ejercicio

2012). Si se excluye la deuda de Enersis, el coste medio de la

deuda de ENDESA se sitúa en un 3,1% en el ejercicio citado

(3,5% en el ejercicio 2012).

A continuación se incluye el detalle de la estructura de la deuda financiera neta de ENDESA a 31 de diciembre de 2013:

Estructura de la Deuda Financiera Neta de ENDESA a 31 de Diciembre de 2013 (Millones de Euros)

ENDESA y filiales directas Enersis Total ENDESA

Millones Euros % S/total Millones Euros % S/total Millones Euros % S/total

Euro 1.620 99 — — 1.620 38

Dólar Estadounidense — — 1.098 42 1.098 26

Peso Chileno / Unidad de Fomento — — (279) (11) (279) (7)

Real Brasileño — — 405 15 405 9

Peso Colombiano — — 1.198 45 1.198 28

Sol Peruano — — 196 8 196 5

Peso Argentino — — 31 1 31 1

Otras monedas 17 1 — — 17 —

Total 1.637 100 2.649 100 4.286 100

Tipo Fijo 795 49 1.945 73 2.740 64

Tipo Variable 842 51 704 27 1.546 36

Total 1.637 100 2.649 100 4.286 100

Vida media (nº años) 6,1 5,7 5,9

La distribución por Negocios de la deuda financiera neta es como sigue:

Distribución por Negocios de la Deuda Financiera Neta de ENDESA (1)

Millones de Euros

% Var.31 de diciembre de 2013 31 de diciembre de 2012 Diferencia

Negocio en España y Portugal 1.440 5.059 (3.619) (71,5)

Negocio en Latinoamérica: 2.846 3.719 (873) (23,5)

Enersis 2.649 4.144 (1.495) (36,1)

Resto 197 (425) 622 146,4

Total 4.286 8.778 (4.492) (51,2)

Apalancamiento (%) (2) 16,0 33,3 NA NA

(1) Deuda Financiera Neta = Deuda Financiera no Corriente + Deuda Financiera Corriente – Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes - Derivados Financieros registrados en el Activo. (2) Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto.


A 31 de diciembre de 2013, la liquidez de ENDESA en Espa-

ña ascendía a 8.719 millones de euros y cubre los vencimien-

tos de deuda de los próximos 37 meses de este conjunto de

empresas. Dicha cantidad incluye 2.036 millones de euros

correspondientes a la posición de tesorería disponible a esa

fecha, de los que 1.000 millones de euros estaban coloca-

dos en Enel Energy Europe, S.L.U. y fueron cancelados con

fecha 2 de enero de 2014 con motivo del abono del divi-

dendo a cuenta, y 6.683 millones de euros correspondientes

a importes disponibles de forma incondicional en líneas de

crédito, de los que 3.500 millones de euros corresponden a

una línea de crédito con Enel Finance International, N.V., de

la que a 31 de diciembre de 2013 no existe ningún importe

dispuesto.

A su vez, Enersis tenía en esa misma fecha una posición de

tesorería disponible de 2.299 millones de euros e importes

disponibles de forma incondicional en líneas de crédito por

549 millones de euros, lo que cubre los vencimientos de su

deuda de los próximos 42 meses. A estos importes hay que

añadir 1.029 millones de euros colocados en instrumentos fi-

nancieros con vencimiento superior a tres meses.

Ratio de apalancamiento

El patrimonio neto consolidado de ENDESA a 31 de diciem-

bre de 2013 ascendía a 26.769 millones de euros, cantidad

superior en 400 millones de euros a la de 31 de diciembre

de 2012. Este importe del patrimonio neto está minorado en

1.588 millones de euros por el dividendo a cuenta acordado

por el Consejo de Administración de ENDESA celebrado el 17

de diciembre de 2013, y aumentado en 1.724 millones de eu-

ros como consecuencia de la aportación de capital realizada

por los accionistas minoritarios en la ampliación de capital de

Enersis, S.A.

De este patrimonio neto, 20.521 millones de euros corres-

ponden a los accionistas de Endesa, S.A. y 6.248 millones de

euros a los accionistas minoritarios.

La evolución del patrimonio neto de ENDESA y de la deuda

financiera neta, han situado el ratio de apalancamiento (deu-

da financiera neta / patrimonio neto) en un 16,0% a 31 de

diciembre de 2013, frente al 33,3% que se registraba a

31 de diciembre de 2012.

Resultado en venta de activos

Con fecha 28 de junio de 2013, se ha procedido a la venta

por parte de ENDESA de la participación del 12% en el capi-

tal social de Medgaz, S.A. a Compañía Española de Petróleos,

S.A.U. (CEPSA), en un 47% y a Sonatrach S.P.A. en un 53%, en

ejercicio de su derecho de adquisición preferente. El precio

de la operación ha ascendido a 84 millones de euros e inclu-

ye la cesión a los compradores del crédito que ENDESA tiene

frente a Medgaz, S.A. por un importe de 8 millones de euros.

Igualmente, los compradores han liberado a ENDESA de sus

garantías a favor del Banco Europeo de Inversiones en virtud

de un préstamo concedido por esta entidad a Medgaz, S.A. y

que venía siendo respaldado por ENDESA en un importe de

94 millones de euros. Esta venta ha generado una plusvalía

bruta de 64 millones de euros en el Estado del Resultado Con-

solidado de ENDESA correspondiente al ejercicio 2013.

Con fecha 9 de diciembre de 2013, se ha producido la venta

de la participación del 20% mantenida por Endesa Gas, S.A.U.

en el capital social de Endesa Gas T&D, S.L. a Augusta Global

Coöperative U.A y Zaragoza International Coöperative U.A.,

fondos de infraestructuras gestionados por Goldman Sachs.

La venta de esta participación ha llevado consigo la cesión al

comprador de los préstamos participativos que Endesa Gas,

S.A.U. tenía concedidos frente a Endesa Gas T&D, S.L. por im-

porte total de 90 millones de euros. Esta venta ha generado

una plusvalía bruta de 12 millones de euros en el Estado del

Resultado Consolidado de ENDESA correspondiente al ejer-

cicio 2013.

2.2. Resultados por Negocios

2.2.1. Negocio en España y Portugal

Beneficio neto del Negocio en España y Portugal:


El beneficio neto del Negocio en España y Portugal fue de

1.176 millones de euros en el ejercicio 2013, 234 millones de

euros inferior al obtenido en el ejercicio 2012, con una contri-

bución del 62,6% al resultado neto total de ENDESA.

El resultado bruto de explotación (EBITDA) ascendió a 3.277

millones de euros, y el resultado de explotación (EBIT) a


1.651 millones de euros, con una reducción del 13,7% y del

17,4% respectivamente.

Para analizar la evolución del resultado bruto de explotación

(EBITDA) durante este periodo, hay que tener en considera-

ción los siguientes factores:

• Las medidas aprobadas en la Ley 15/2012, de 27 de diciem-

bre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética,

que contempla diversas medidas con incidencia directa en

el sector eléctrico, las cuales han comenzado a aplicarse

en el año 2013, y las aprobadas en los Reales Decretos Ley

2/2013, de 1 de febrero, y 9/2013, de 12 de julio, han tenido

un impacto negativo en el resultado bruto de explotación

(EBITDA) del ejercicio 2013 por importe de 933 millones de

euros. Este impacto se añade a los 396 millones de euros de

impacto anual recurrente para ENDESA de las medidas regu-

latorias puestas en vigor durante el ejercicio 2012.

Este impacto de 1.329 millones de euros es inferior en

aproximadamente 400 millones de euros a la estimación

de impacto anual recurrente de estas medidas como con-

secuencia de los menores impuestos sobre la producción

soportados en el ejercicio 2013 dada la menor generación

eléctrica del periodo, así como los menores precios durante

el año en el mercado mayorista de electricidad que han re-

ducido la base de cálculo del impuesto, y la aplicabilidad de

alguna de las nuevas medidas regulatorias aprobadas sólo

durante el segundo semestre de 2013.

• Los esfuerzos realizados para conseguir mejoras operati-

vas para tratar de compensar, al menos, una parte de los

impactos negativos de las medidas regulatorias han dado

como resultado una reducción de 142 millones de euros en

los costes fijos del ejercicio 2013 de este Negocio en com-

paración con los del año 2012.

• El mejor «mix» de generación eléctrica debido a la extraor-

dinaria situación de hidraulicidad, que ha supuesto un in-

cremento muy significativo de la producción hidráulica, y

la reducción de la producción térmica convencional, todo

lo cual ha producido una reducción del coste de los com-

bustibles.

• El menor precio medio en el mercado mayorista de electri-

cidad, que se ha situado en 44,4 €/MWh en 2013, un 9,8%

inferior al del mismo periodo del ejercicio 2012 debido a la

extraordinaria situación de hidraulicidad mencionada, ha

conllevado un menor coste medio en las compras de elec-

tricidad.

Durante el ejercicio 2013 la demanda eléctrica peninsular ha

disminuido un 2,2% respecto del mismo periodo del año an-

terior.

Durante este periodo ENDESA alcanzó una cuota de mercado

del 36,1% en generación peninsular en régimen ordinario,

del 43% en distribución y del 37,5% en ventas a clientes del

mercado liberalizado.

Aspectos Regulatorios

La información relativa al marco regulatorio español se inclu-

ye en la Nota 4 de la Memoria de las Cuentas Anuales Con-

solidadas.

A continuación se describen las principales novedades en el

marco regulatorio español que, bien se han aprobado en el

año 2013, o han tenido un impacto relevante sobre las Cuen-

tas Anuales Consolidadas de dicho ejercicio.

Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales

para la sostenibilidad energética


Oficial del Estado la Ley de medidas fiscales para la sostenibi-

lidad energética, que contempla diversas medidas con inci-

dencia directa en el Sector Eléctrico y cuya entrada en vigor

ha sido el 1 de enero de 2013:

• Impuesto general a la producción en régimen ordinario y

especial, equivalente al 7% del ingreso total percibido.

• Impuestos sobre la producción de combustible nuclear

gastado y residuos radiactivos, así como sobre su almace-

namiento en instalaciones centralizadas.

• Canon a la generación hidroeléctrica, equivalente al 22%

del ingreso, que se reducirá un 90% para las instalaciones

de potencia igual o inferior a 50 MW y para los bombeos

de más de 50 MW, así como, en la forma que reglamenta-


riamente se determine, para aquellas producciones o ins-

talaciones que se deban incentivar por motivos de política

energética general.

• Céntimo verde al consumo para generación eléctrica de gas

natural, carbón, fuel y gasóleo.

• Eliminación de la prima a la producción renovable, por la

parte de producción que use combustibles fósiles. Esta me-

dida no afectará a la tecnología de biomasa.

• Se contempla igualmente que en las Leyes de Presupuestos

Generales del Estado de cada año se destinará a financiar

los costes del Sistema Eléctrico un importe equivalente a la

recaudación por los tributos y cánones establecidos en la

Ley, más el ingreso estimado por la subasta de los derechos

de emisión de gases de efecto invernadero, con un máximo


Ley 17/2012, de 27 de diciembre, de Presupuestos

Generales del Estado para el año 2013


Oficial del Estado la Ley de Presupuestos Generales del Estado

para 2013, que, de forma excepcional para este año, no in-

corpora partidas para financiar los extracostes de generación

de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE)

del ejercicio 2012, que, en todo caso, pasarán a ser financia-

dos por el sistema de liquidaciones de actividades reguladas

y, por tanto, por los peajes de acceso. Adicionalmente, se re-

cogen las partidas destinadas a cubrir los costes del Sistema

Eléctrico conforme a lo indicado por la Ley 15/2012, de 27 de

diciembre, antes señalada.

Real Decreto Ley 29/2012, de 28 de diciembre, de mejora

de gestión y protección social en el Sistema Especial

para Empleados de Hogar y otras medidas de carácter

económico y social


Oficial del Estado este Real Decreto Ley que incorpora medi-

das sobre el Sector Eléctrico:

• Se modifica la Ley del Sector Eléctrico, incrementándose

el importe del déficit del ejercicio 2012 que podrá ser ce-

dido al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléc-

trico (FADE) hasta la cuantía que resulte de la liquidación

definitiva de dicho ejercicio. Adicionalmente, se elimina

el apartado primero de la disposición adicional vigésimo

primera de la citada Ley, que establecía que el déficit de

2013 sería cero.

• En relación con las instalaciones de generación en régimen

especial, se establece que el régimen económico primado

no se aplicará a las instalaciones inscritas en el Registro de

preasignación de retribución que no estén totalmente fi-

nalizadas en el plazo fijado para ello en el citado Registro.

Real Decreto Ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas

urgentes en el Sistema Eléctrico y en el sector financiero

Este Real Decreto Ley modifica el mecanismo de actualización

de las retribuciones de actividades reguladas vinculadas al Ín-

dice de Precios de Consumo (IPC). Establece que estas retri-

buciones se actualizarán con el Índice de Precios de Consumo

(IPC) a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni

productos energéticos.

Además, se modifican las opciones de venta de energía para

las instalaciones de régimen especial, quedando todas acogi-

das a la opción de venta a tarifa desde el 1 de enero de 2013,

salvo que manifiesten expresamente lo contrario, en cuyo

caso no podrán volver a la opción de venta a tarifa, ni percibi-

rán prima alguna.

Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del

suministro e incremento de la competencia en los

Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE)

Con fecha 30 de octubre de 2013 se ha publicado en el Boletín

Oficial del Estado esta Ley, cuyo objeto es reforzar la garantía

de suministro y la competencia en los Sistemas Eléctricos In-

sulares y Extrapeninsulares (SEIE). Los principales aspectos en

ella contenidos son los siguientes:

• Por razones de seguridad o eficiencia técnica y económica,

se podrá reconocer el régimen retributivo adicional al pre-

cio del mercado peninsular a nuevas instalaciones de ge-

neración en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapenin-

sulares (SEIE), incluso si se superan los valores de potencia

necesaria para asegurar la cobertura de demanda.


• No se reconocerá este régimen a nuevas instalaciones en

los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE),

tanto de régimen ordinario como especial, que sean titu-

laridad de una empresa o Grupo empresarial que posea un

porcentaje de potencia de generación superior al 40% en

ese sistema. Se exceptúan aquellas instalaciones adjudi-

cadas en concursos de capacidad para la implantación de

fuentes de energías renovables, que dispongan de autori-

zación administrativa o que hayan resultado inscritas en el

registro de preasignación de retribución de instalaciones

de régimen especial. Igualmente, se contemplan excepcio-

nes en el caso de inversiones de renovación y mejora de efi-

ciencia de las centrales en explotación que no supongan un

aumento de capacidad, o cuando no existan otros agentes

interesados en promover instalaciones.

• La titularidad de bombeos que tengan como finalidad la

garantía y seguridad de suministro, o la integración de re-

novables, deberá corresponder al Operador del Sistema.

En el resto de casos, se instrumentará un procedimiento

de concurrencia. No obstante lo anterior, las empresas que

con anterioridad al 1 de marzo de 2013 tuvieran otorgada

concesión de aprovechamiento hidráulico o dispusieran

de autorización administrativa y no dispusieran a la fecha de

entrada en vigor de autorización de puesta en servicio, man-

tendrán su titularidad, debiendo presentar un aval del 10%

de la inversión y cumplir un calendario de ejecución.

• La titularidad de las plantas de regasificación corresponde-

rá exclusivamente al Gestor Técnico del Sistema, debiendo

transmitirse las instalaciones afectadas en el plazo de 6 me-

ses, a precio de mercado. En el supuesto de que la instala-

ción no cuente con autorización administrativa se limitará

el precio a los costes totales efectivamente incurridos hasta

el 1 de marzo de 2013.

• Los conceptos retributivos asociados a los costes de com-

bustibles serán establecidos mediante un mecanismo que

se ajuste a los principios de concurrencia, transparencia,

objetividad y no discriminación.

• Será obligatoria una resolución de compatibilidad de la Di-

rección General de Política Energética y Minas previa a la

autorización de nuevos grupos, para determinar que la ins-

talación es compatible con los criterios técnicos estableci-

dos por el Operador del Sistema y con criterios económicos

para la reducción de costes.

• Se contempla la posibilidad de reducción de la retribución

de las instalaciones de los Sistemas Eléctricos Insulares y Ex-

trapeninsulares (SEIE) en casos de reducción sustancial de

disponibilidad de las mismas, de la seguridad de suministro

o de los índices de calidad de suministro imputables a insta-

laciones de generación. Se refuerza además la posibilidad

de intervención del Gobierno en el Sistema Eléctrico para

garantizar el suministro ante situaciones de riesgo.

Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión

Nacional de los Mercados y la Competencia

Con fecha 5 de junio de 2013 se ha publicado en el Boletín

Oficial del Estado esta Ley, por la que se crea la Comisión Na-

cional de los Mercados y la Competencia (CNMC), por medio

del cual se agrupan en este único ente otros organismos re-

guladores preexistentes, en concreto: la Comisión Nacional

de Energía (CNE), la Comisión del Mercado de las Telecomu-

nicaciones, la Comisión Nacional de la Competencia, el Comi-

té de Regulación Ferroviaria, la Comisión Nacional del Sector

Postal, la Comisión de Regulación Económica Aeroportuaria

y el Consejo Estatal de Medios Audiovisuales.

De este modo, el Gobierno persigue que las funciones de

supervisión regulatoria y de defensa de la competencia se

integren en una única institución, al objeto de que se simplifi-

quen estructuras y se maximicen economías de escala.

Esta Comisión se configura como un organismo público, con

personalidad jurídica propia y plena independencia del Go-

bierno, de las Administraciones Públicas y de los agentes del

mercado. Está adscrita al Ministerio de Economía y Competi-

tividad, sin perjuicio de su relación con los otros Ministerios

competentes por razón de la materia en el ejercicio de sus

funciones.

El Consejo se compondrá de diez miembros con un mandato

de seis años improrrogables, incluyendo un Presidente y un

Vicepresidente, siendo los miembros nombrados por el Go-

bierno, a propuesta del Ministro de Economía y Competitivi-

dad, previa comparecencia de la persona propuesta ante la

Comisión de Economía y Competitividad del Congreso. Asi-

mismo, se ha reconocido al Congreso capacidad de veto, que


deberá ser por mayoría absoluta de la Comisión correspon-

diente.

El Consejo constará de dos salas, una dedicada a temas de

competencia, presidida por el Presidente, y otra dedicada

a Supervisión Regulatoria, presidida por el Vicepresidente.

Cada sala estará compuesta por cinco miembros cuya com-

posición será rotatoria.

Como se ha indicado anteriormente, la nueva Comisión Na-

cional de los Mercados y la Competencia (CNMC) asume las

funciones hasta ahora desarrolladas por la Comisión Nacional

de Energía (CNE), si bien parte de dichas funciones pasarán

a ser realizadas directamente por el Ministerio de Industria,

Energía y Turismo, tales como la liquidación de los costes del

Sistema Eléctrico o aspectos asociados a determinadas ins-

pecciones.

Nuevas Medidas de Reforma iniciadas tras el Consejo

de Ministros de 12 de julio de 2013

El Consejo de Ministros de 12 de julio de 2013 puso en mar-

cha la tramitación de un paquete de medidas de reforma en

el sector energético con la finalidad de poner fin definitiva-

mente a los desequilibrios que persisten en el Sistema Eléc-

trico, establecer un marco normativo que garantice la estabi-

lidad financiera del Sistema Eléctrico y mejorar el sistema de

para el consumidor, clarificando la factura y favoreciendo la

competencia de cara al ciudadano.

Este conjunto de medidas está integrado por el Real De-

creto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan

medidas urgentes para garantizar la estabilidad financie-

ra del Sistema Eléctrico, la Ley 24/2013, de 26 de diciem-

bre, del Sector Eléctrico, y un conjunto de disposiciones de

desarrollo.

Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se

adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad

financiera del Sistema Eléctrico

En relación con este Real Decreto Ley, los principales aspectos

contenidos en el mismo son los siguientes:

• Se establece un nuevo régimen retributivo para las instala-

ciones de generación de energía renovable, cogeneración

y residuos, que recibirán un complemento por sus costes

de inversión basado en estándares por tecnologías garan-

tizando una rentabilidad razonable basada en las Obliga-

ciones del Tesoro a diez años más 300 puntos básicos, con

revisión cada seis años.

• Se establece un régimen para las redes de transporte y la

distribución que establece una retribución homogénea ba-

sada en las Obligaciones del Tesoro a diez años más 200

puntos básicos. No obstante, para el año 2013 y hasta la fe-

cha de entrada en vigor del Real Decreto Ley, las retribucio-

nes aprobadas en la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero,

tendrán carácter definitivo, y para el resto del ejercicio se

utilizará como tasa de retribución las Obligaciones del Te-

soro a diez años más cien puntos básicos.

• Se incrementa el límite de avales en 4.000 millones de eu-

ros, para poder cubrir las emisiones asociadas al desajuste

2012, en relación con el cual se cuantifica su importe en

4.109 millones de euros, que tendrán carácter definitivo a

efectos de su cesión.

• Se modifica el incentivo de inversión del mecanismo de

pagos de capacidad, reduciéndose el importe de 26.000 a

10.000 euros/MW, pero ampliando el periodo durante el

cual podrá percibirse al doble del tiempo que les restara ac-

tualmente hasta la finalización del plazo de diez años.

• Se contempla la financiación del Bono Social por las empre-

sas matrices de los Grupos de sociedades o, en su caso, so-

ciedades, que desarrollen simultáneamente las actividades

de producción, distribución y comercialización de energía

eléctrica, en proporción a la suma del número de suminis-

tros conectados a las redes de distribución y los clientes

suministrados por las empresas comercializadoras. La Co-

misión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC)

propondrá los porcentajes de reparto de la financiación del

Bono Social, siendo éste cubierto por los peajes de acceso

hasta entonces.

• En el plazo de un mes desde la entrada en vigor, el Ministe-

rio de Industria, Energía y Turismo aprobará, previo acuer-

do de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos

Económicos, una revisión de los peajes de acceso.


• Se contempla la posibilidad de revisión trimestral de los

peajes de acceso con carácter excepcional cuando se pro-

duzcan circunstancias que afecten de modo relevante a los

costes regulados o los parámetros utilizados en su cálculo.

• Se contempla que los Presupuestos Generales del Estado fi-

nanciarán el 50% de la compensación de los Sistemas Eléc-

tricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) del año anterior.

En relación con el ejercicio 2013, la Ley 24/2013, de 26 de

diciembre, del Sector Eléctrico, ha derogado esta financia-

ción con cargo a los Presupuestos Generales del Estado.

Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico

Ha derogado la hasta entonces vigente Ley 54/1997, de

27 de noviembre, del Sector Eléctrico, estableciendo un nue-

vo marco general de funcionamiento del sector y del régimen

de actividades y agentes. Los cambios más significativos res-

pecto al esquema vigente hasta su entrada en vigor son los

siguientes:

• Se introduce como principio fundamental la sostenibilidad

económica y financiera del Sistema Eléctrico, de modo que

los ingresos sean suficientes para satisfacer la totalidad de

los costes del Sistema. Los costes del Sistema serán financia-

dos a través de los peajes de acceso a las redes de transpor-

te y distribución (destinados a cubrir la retribución de am-

bas actividades), los cargos que se establezcan para el pago

de otras partidas de costes, las partidas provenientes de los

Presupuestos Generales del Estado así como cualquier otro

ingreso o mecanismo financiero que se haya establecido.

Adicionalmente:

— Cualquier incremento de costes o reducción de ingresos

tendrá que llevar acompañada una reducción equiva-

lente de otros costes o un incremento de ingresos. Al

mismo tiempo, mientras existan partidas de coste desti-

nadas a pagar deudas pendientes de año anteriores, no

se podrán revisar a la baja los cargos.

— Para los ejercicios que se inicien desde 2014, los desajus-

tes temporales que se produzcan estarán limitados a un

importe máximo anual del 2% de los ingresos estima-

dos del Sistema (o del 5% en términos acumulados). Los

desajustes y desviaciones transitorias que se produzcan

serán financiados por todos los sujetos del sistema de li-

quidaciones, de forma proporcional a la retribución que

les corresponda. En el supuesto de que se sobrepasen

los límites antes indicados, se revisarán los peajes o car-

gos en un importe equivalente. Dentro de los límites ci-

tados, los desajustes que se produzcan generarán para

los sujetos financiadores el derecho a su recuperación

en los cinco años siguientes, reconociéndose un tipo de

interés en condiciones equivalentes a las de mercado.

— En relación con el ejercicio 2013, se reconoce la exis-

tencia de un déficit por un importe máximo de 3.600

millones de euros, sin perjuicio de los desajustes tem-

porales que pudieran producirse. Este déficit generará

el derecho a su recuperación en los quince años si-

guientes, reconociéndose un tipo de interés en condi-

ciones equivalentes a las de mercado. Estos derechos

podrán ser objeto de cesión, de acuerdo con el proce-

dimiento que se establezca reglamentariamente.

— Los Presupuestos del Estado de cada año financiarán el

50% de la compensación de los Sistemas Eléctricos In-

sulares y Extrapeninsulares (SEIE) del propio año.

• En cuanto a la retribución de las actividades, se establece

que la retribución de las actividades de transporte, distri-

bución, producción en los territorios no peninsulares y pro-

ducción a partir de fuentes de energía renovables, cogene-

ración de alta eficiencia y residuos tendrá en consideración

los costes de una empresa eficiente y bien gestionada. Los

parámetros de retribución se establecerán considerando la

situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica

y la rentabilidad adecuada para estas actividades por pe-

riodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años.

La Ley fija la tasa de retribución de los activos para el pri-

mer periodo regulatorio (que finaliza el 31 de diciembre de

2019) como la media del rendimiento de las Obligaciones

del Estado a diez años en el mercado secundario de los tres

meses anteriores a la entrada en vigor del Real Decreto Ley

9/2013, de 12 de julio, incrementada en 200 puntos bási-

cos para las actividades de transporte, distribución y pro-

ducción en los territorios no peninsulares, y en 300 puntos

básicos para la producción a partir de fuentes de energía

renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos.

• Desaparece igualmente la diferenciación entre generación

de energía eléctrica en régimen ordinario y régimen es-


pecial, sin perjuicio de las consideraciones singulares para

ciertas tecnologías.

• La Tarifa de Último Recurso (TUR), a la que se acogen la

mayor parte de los consumidores domésticos, pasa a de-

nominarse Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor

(PVPC), manteniéndose la Tarifa de Último Recurso (TUR)

para los consumidores vulnerables y aquellos que, sin cum-

plir los requisitos para tener derecho al Precio Voluntario

para el Pequeño Consumidor (PVPC), transitoriamente no

dispongan de un contrato en vigor con un comercializador

en mercado libre.

Otros desarrollos reglamentarios

Junto con las disposiciones anteriores, el Gobierno inició en

julio de 2013 la tramitación del resto de desarrollos regla-

mentarios, que hacen referencia a las actividades de trans-

porte, distribución, generación en los Sistemas Eléctricos In-

sulares y Extrapeninsulares (SEIE), renovables, autoconsumo,

pagos de capacidad, así como a aspectos de comercialización

y del suministro.

Con fecha 30 de diciembre se ha publicado el Real Decreto

1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la

metodología para el cálculo de la retribución de la actividad

de distribución de energía eléctrica. El objetivo de la norma-

tiva es contar con una metodología estable y predecible que

garantice, bajo unos criterios homogéneos en todo el territo-

rio español, una rentabilidad adecuada al menor coste posi-

ble para el Sistema. Entre las principales novedades destacan:

• Se retribuirá la inversión de los activos en servicio no amor-

tizados, considerando el valor neto de los mismos y una

tasa de retribución financiera referenciada a las Obligacio-

nes del Estado a diez años incrementado en 200 puntos

básicos además de la operación y el mantenimiento de los

activos.

• Se retribuirán los costes necesarios para ejercer la actividad

de distribución como las lecturas de contadores, la contra-

tación, la facturación de peajes de acceso y gestión de im-

pagos, la atención telefónica a los clientes conectados a sus

redes, las tasas de ocupación de la vía pública, y los costes

de estructura.

• Se incluyen incentivos y penalizaciones a la mejora de la

calidad de suministro, a la reducción de las pérdidas en las

redes de distribución, así como un nuevo incentivo a la re-

ducción del fraude.

• El sobrecoste derivado de normativas autonómicas o loca-

les específicas no será sufragado por la tarifa eléctrica.

• El devengo y el cobro de la retribución de las instalaciones

puestas en servicio el año n se iniciará desde el 1 de enero

del año n+2, reconociéndose un coste financiero.

• Se establecen mecanismos de control de la inversión. Así,

se limita el volumen máximo de inversión autorizado a un

total para el sector del 0,13% del Producto Interior Bruto

(PIB). Las empresas distribuidoras presentarán al Ministe-

rio de Industria, Energía y Turismo sus planes de inversión

anuales y plurianuales para su aprobación, requiriendo

igualmente informe favorable de las Comunidades Autó-

nomas afectadas. Se establece también una limitación de

desviaciones frente al estándar establecido, reconociendo

sólo parcialmente el sobrecoste, que deberá estar debida-

mente justificado y auditado. Además, se minorará el vo-

lumen de inversión en caso de incumplimiento de los pla-

nes previstos y se establece la posibilidad de adelantar la

construcción de una instalación, siempre que ésta estuviera

prevista y que no sea a cargo del Sistema.

En la misma fecha ha sido igualmente publicado el Real De-

creto 1047/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece

la metodología para el cálculo de la retribución de la activi-

dad de transporte de energía eléctrica.

Respecto al resto de desarrollos pendientes, incluyen, entre

otros aspectos, la posibilidad de cierre temporal de instala-

ciones (hibernación) bajo estrictos criterios de garantía de

seguridad de suministro, medidas para disminuir el coste de

producción eléctrica en los Sistemas Eléctricos Extrapenin-

sulares e Insulares (SEIE) o el establecimiento de incentivos

para el desarrollo de las energías renovables en Islas Canarias

y Baleares. En relación con los Sistemas Eléctricos Insulares

y Extrapeninsulares (SEIE), la propuesta de Real Decreto en

tramitación establece un esquema similar al actual, si bien

se modifican determinados aspectos de los costes con la fi-

nalidad de mejorar la eficiencia del Sistema; la metodología

planteada sería de aplicación desde 2014, contemplándose


un periodo transitorio para 2012 y 2013; igualmente, se desa-

rrollan o recogen aspectos ya contenidos en la Ley 17/2013,

de 29 de octubre, para la garantía de suministro e incremento

de la competencia en estos sistemas, antes mencionada.



ción de 27 de diciembre de 2012 de la Dirección General de

Política Energética y Minas revisó la Tarifa de Último Recur-

so (TUR) para el primer trimestre de 2013, incrementándola

un 3%.

Con fecha 16 de febrero de 2013 se publicó la Orden

IET/221/2013, de 14 de febrero, por la que se establecieron

los peajes de acceso desde el 1 de enero de 2013. Dicha Or-

den mantuvo los peajes de acceso sin cambios respecto a los

que estaban vigentes previamente. Igualmente, incluyó otros

aspectos, como la posibilidad de ceder al Fondo de Tituliza-

ción del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) el desajuste del

ejercicio 2012 conforme al importe que resulte de la liquida-

ción de actividades reguladas 14/2012, o la inclusión en las

liquidaciones de actividades reguladas de 2012 de cuantías

de la compensación extrapeninsular de 2011 y 2012 no finan-

ciadas por Presupuestos Generales del Estado.


ción de 25 de marzo de 2013 de la Dirección General de Políti-

ca Energética y Minas revisó la Tarifa de Último Recurso (TUR)

para el segundo trimestre de 2013, reduciéndola un 6,6%.

Del mismo modo, la Resolución de 26 de junio de 2013 de la

Dirección General de Política Energética y Minas revisó la Ta-

rifa de Último Recurso (TUR) para el tercer trimestre de 2013,

incrementándola en un 1,3%.

En cumplimiento con el mandato establecido en el Real De-

creto Ley 9/2013, de 12 de julio, antes citado, con fecha 3

de agosto de 2013 se publicó la Orden IET/1491/2013, de

1 de agosto, por la que se revisaron los peajes de acceso,

incrementándolos un 6,8% de media. Se revisó igualmente

la Tarifa de Último Recurso (TUR), resultando un aumento

del 3,1%.

Finalmente, y tras la celebración de la correspondiente subas-

ta, la Resolución de 24 de septiembre de 2013 de la Dirección

General de Política Energética y Minas revisó la Tarifa de Últi-

mo Recurso (TUR) para el cuarto trimestre de 2013, incremen-

tándola en torno a un 3%.

Por otro lado, con fecha 14 de enero de 2013 se publicó en

el Boletín Oficial del Estado el Real Decreto 1718/2012, de

28 de diciembre, por el que se determina el procedimiento

para realizar la lectura y facturación de los suministros de

energía en baja tensión con potencia contratada no superior

a 15 kW. De acuerdo con este Real Decreto, la facturación

para los clientes acogidos a la Tarifa de Último Recurso (TUR)

se realiza de forma bimestral desde el 1 de abril de 2013, ba-

sada en lecturas reales.

A 31 de diciembre de 2013, la insuficiencia de las tarifas de ac-

ceso devengadas durante 2013 para hacer frente a los costes

del Sistema Eléctrico ha generado un déficit de ingresos de las

actividades reguladas del que a ENDESA le ha correspondido

financiar el 44,16% por importe de 1.979 millones de euros.

Adicionalmente, durante este periodo se ha generado un dé-

ficit extrapeninsular de 905 millones de euros por el ejercicio

2013 correspondiendo la mayor parte de este importe a com-

pensaciones que, conforme al Real Decreto Ley 9/2013, de 12

de julio, iban a ser financiadas por los Presupuestos Generales

del Estado pero que, finalmente y conforme a lo establecido

en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, serán financiadas con

cargo a los peajes de acceso de 2013, aspecto que ha queda-

do recogido en la Orden IET/107/2014, de 31 de enero, de

revisión de peajes para 2014.


El pasado 19 de diciembre de 2013 se celebró la vigesimo-

quinta subasta CESUR (Contratos de Energía para el Sumi-

nistro de Último Recurso) para la determinación del coste de

la energía a integrar en el cálculo del Precio Voluntario para

el Pequeño Consumidor (PVPC), que sustituye a la actual

Tarifa de Último Recurso (TUR). Tras la subasta, la Comisión

Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) emitió

con fecha 20 de diciembre un pronunciamiento en el que

declaraba que no procedía validar los resultados de la subas-

ta por la concurrencia de circunstancias atípicas durante su

desarrollo y por haberse realizado en un contexto energéti-

co considerado no extrapolable al primer trimestre de 2014.

En consecuencia, y de acuerdo con lo establecido en la nor-

mativa, la subasta ha quedado anulada a todos los efectos.


De acuerdo con ello, mediante Resolución de 20 de diciembre

de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía, se ha esta-

blecido que el precio resultante de la vigesimoquinta subasta

CESUR (Contratos de Energía para el Suministro de Último Re-

curso) no debe ser considerado en la determinación del coste

estimado de los contratos mayoristas, al haber quedado anu-

lada a todos los efectos.

Con fecha 28 de diciembre de 2013 se ha publicado en el Bo-

letín Oficial del Estado el Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de

diciembre, por el que se determina el precio de la energía

eléctrica en los contratos sujetos al Precio Voluntario para el

Pequeño Consumidor (PVPC) en el primer trimestre de 2014.

Este Real Decreto Ley ha fijado los precios de los productos

base y punta necesarios para el cálculo del coste de la energía

a incluir en el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor

(PVPC) considerando las referencias de precios públicos del

Operador del Mercado Ibérico a Plazo (OMIP) correspon-

dientes a la cotización de los contratos Q1-14 en base y en

punta en los seis últimos meses de negociación disponibles a

fecha de aprobación del Real Decreto Ley 17/2013, de 27 de

diciembre. Fruto de ello, ha resultado una modificación del

Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) a par-

tir del 1 de enero de 2014, considerando constantes los pea-

jes, del 1,4%, que ha sido aprobado mediante Resolución de

30 de diciembre de 2013. Por otro lado, el Real Decreto Ley

17/2013, de 27 de diciembre, establece igualmente que se

reconocerán a los comercializadores de referencia los desvíos

entre los precios en él establecidos y el precio del mercado,

que serán incorporados en el cálculo del Precio Voluntario

para el Pequeño Consumidor (PVPC) del trimestre siguiente.

Con fecha 1 de febrero se ha publicado la Orden

IET/107/2014, de revisión de peajes de acceso para 2014,

que se incrementan de media desde el 1 de febrero en torno

a un 2%. Esta Orden contempla una anualidad para la recu-

peración del déficit previsto para 2013, así como la inclusión

con cargo a los peajes de acceso de 2013 de la compensa-

ción de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares

(SEIE) de dicho ejercicio que no son financiados finalmente

por los Presupuestos Generales del Estado, todo ello confor-

me a lo establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre,

del Sector Eléctrico. Del mismo modo, se ha revisado el Pre-

cio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), de modo

que su incremento medio tras el Real Decreto Ley 17/2013,

de 29 de octubre, y la Orden IET/107/2014, de 31 de enero,

respecto a los vigentes a 31 de diciembre de 2013, es de un

2% aproximadamente.


La Orden IET/2812/2012, de 27 de diciembre, revisó los pea-

jes de acceso a partir de 1 de enero, habiendo sido el incre-

mento general de los mismos del 1%, y la Resolución de la

Dirección General de Política Energética y Minas de 28 de di-

ciembre de 2012 aprobó una reducción de la TUR.1 y TUR.2

del 2,5% y 3,7%, respectivamente.


La Orden IET/2446/2013, de 27 de diciembre, ha revisado

los peajes de acceso a partir de 1 de enero, siendo el incre-

mento general de los mismos en torno al 2%, habiéndo-

se mantenido sin cambios relevantes las Tarifas de Último

Recurso, aprobadas mediante Resolución de la Dirección

General de Política Energética y Minas de 26 de diciembre

de 2012.

Ingresos: 21.512 millones de euros

Los ingresos del Negocio en España y Portugal se situaron en

21.512 millones de euros en el ejercicio 2013, con una dismi-

nución del 7,1% respecto del ejercicio anterior.

De esta cifra, 20.494 millones de euros corresponden a la ci-

fra de ventas (–7,0%) y 1.018 millones de euros a otros ingre-

sos de explotación (–8,9%).


Ventas

El detalle del epígrafe de «Ventas» del Negocio en España y Portugal del ejercicio 2013 es como sigue:

Ventas del Negocio en España y Portugal

Millones de Euros

% Var.2013 2012 Diferencia

Ventas de Electricidad 15.244 17.019 (1.775) (10,4)

Ventas Mercado Liberalizado 7.761 7.881 (120) (1,5)

Ventas Comercializadora Ultimo Recurso 3.993 4.841 (848) (17,5)

Ventas Mercado Mayorista 965 1.283 (318) (24,8)

Comercialización a Clientes de Mercados Liberalizados fuera de España 895 822 73 8,9

Compensaciones Extrapeninsulares 1.537 1.954 (417) (21,3)

Trading de Electricidad 13 76 (63) (82,9)

Resto de Ventas 80 162 (82) (50,6)

Ingresos Regulados de Distribución de Electricidad 2.001 2.025 (24) (1,2)

Comercialización de Gas 2.042 1.929 113 5,9

Otras Ventas y Prestación de Servicios 1.207 1.055 152 14,4

Total 20.494 22.028 (1.534) (7,0)

Ventas de electricidad

La producción eléctrica de ENDESA en España y Portugal

fue de 70.542 GWh en el ejercicio 2013 lo que supone una

reducción del 9,9% respecto al ejercicio 2012. De esta cifra,

68.514 GWh corresponden a España (–9,9%), 1.176 GWh

a Portugal (–13,5%) y 852 GWh al resto del segmento

(–8,4%).

La producción eléctrica peninsular en el ejercicio 2013 fue de

56.179 GWh, un 10,3% menor que la del ejercicio 2012 debi-

do al fuerte descenso de la producción, tanto de las centrales

de carbón (–26,7%), como de los ciclos combinados (–62,2%),

que se ha compensado, sólo en parte, por el incremento de la

hidráulica (+77,8%). Por su parte, la producción nuclear tam-

bién ha descendido un 3,7% como consecuencia del cese de

explotación de la Central Nuclear de Santa María de Garoña.

Las tecnologías nuclear e hidroeléctrica representaron el

63,2% del «mix» de generación peninsular de ENDESA en ré-

gimen ordinario (51,6% en el ejercicio 2012), frente al 55,7%

del resto del sector (44,1% en el ejercicio 2012).

La producción de ENDESA en los sistemas extrapeninsulares

fue de 12.335 GWh, con un descenso del 7,9% respecto del

ejercicio 2012.

Comercialización a clientes del mercado liberalizado

El número de clientes de ENDESA en el mercado liberalizado era

de 3.802.064 (+33,9%) al término del ejercicio 2013: 3.635.862

(+33,9%) en el mercado peninsular español y 166.202 (+35,1%)

en mercados liberalizados europeos fuera de España.

Las ventas de ENDESA al conjunto de estos clientes ascendie-

ron a un total de 74.209 GWh en el ejercicio 2013, con una

disminución del 3,8%.

Las ventas en el mercado liberalizado español fueron de 7.761

millones de euros, un 1,5% inferiores a las ejercicio 2012.

A su vez, los ingresos por ventas a clientes de mercados libera-

lizados europeos fuera de España fueron de 895 millones de

euros, un 8,9% superiores a las del ejercicio 2012.

Ventas Comercializadora de Último Recurso

Durante el ejercicio 2013 ENDESA ha vendido 21.913 GWh a

través de su sociedad Comercializadora de Último Recurso, un

14,5% menos que durante el ejercicio 2012 como consecuen-

cia del paso de clientes acogidos a la Tarifa de Último Recurso

(TUR) al mercado liberalizado.

Estas ventas han supuesto un ingreso de 3.993 millones de eu-

ros en el ejercicio 2013, un 17,5% inferior al del ejercicio 2012.


Distribución de electricidad

ENDESA distribuyó 112.031 GWh en el mercado español du-

rante el ejercicio 2013, un 2,9% menos que en el ejercicio 2012.

Los ingresos regulados de la actividad de distribución durante

2013 han ascendido a 2.001 millones de euros, con una reduc-

ción del 1,2% respecto de los registrados en 2012. Para analizar

esta evolución hay que tener en cuenta los siguientes aspectos:

• La base de comparación de los ingresos registrados en el

ejercicio 2012 incorporaba la reducción de la retribución de

la distribución que se aplicó desde el 1 de enero de 2012 de

acuerdo con lo establecido en el Real Decreto Ley 13/2012,

de 30 de marzo, y que supuso que los ingresos regulados de

la actividad de distribución de 2012 se redujeran en un 9,6%

respecto de los registrados en el mismo periodo de 2011.

• Durante el primer semestre de 2013 los ingresos registra-

dos por la actividad de distribución aumentaron un 6,6%

respecto de los del mismo semestre de 2012.

• Los ingresos registrados durante el segundo semestre de 2013

han disminuido un 14,2% como consecuencia fundamental-

mente de la reducción de la retribución de distribución aplica-

ble desde el 14 de julio de 2013 de acuerdo con lo establecido

en el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio.

Por lo tanto, como consecuencia de la aplicación de los Rea-

les Decretos Ley 13/2012, de 30 de marzo, y 9/2013, de 12

de julio, los ingresos regulados de distribución del segundo

semestre de 2013, que ya incorporan el impacto de ambos

Reales Decretos Ley, se han reducido un 17,5% respecto de

los que se registraron en el mismo periodo de 2011.

Comercialización de gas

ENDESA ha vendido 57.334 GWh a clientes en el mercado li-

beralizado de gas natural en el ejercicio 2013, lo que supone

un aumento del 1,6% respecto del total de ventas de gas del

ejercicio 2012.

En términos económicos, los ingresos por ventas de gas en el

mercado liberalizado fueron de 2.042 millones de euros, con

un aumento del 5,9%.

Otros ingresos de explotación

Los «Otros Ingresos de Explotación» del ejercicio 2013 han

disminuido en 100 millones de euros respecto del ejercicio

anterior.

El epígrafe de «Otros Ingresos de Explotación» del ejercicio

2012 incluía 157 millones de euros por la imputación como

ingreso de la parte de los derechos de emisión de CO2 asig-

nados a ENDESA en el marco del Plan Nacional de Asigna-

ción (PNA) por las emisiones realizadas a lo largo del ejercicio

2012. Con la Ley 13/2010, de 5 de julio, a partir del ejercicio

2013 han desaparecido los Planes Nacionales de Asignación

(PNA) no recogiéndose, en consecuencia, ningún importe por

este concepto en el ejercicio 2013.

Costes de explotación

La distribución de los costes de explotación del Negocio en España y Portugal del ejercicio 2013 fue la siguiente:

Costes de Explotación del Negocio en España y Portugal

Millones de Euros

% Var.2013 2012 Diferencia

Aprovisionamientos y Servicios 15.951 16.933 (982) (5,8)

Compras de Energía 5.274 5.848 (574) (9,8)

Consumo de Combustibles 2.817 3.052 (235) (7,7)

Gastos de Transporte de Energía 6.106 6.530 (424) (6,5)

Otros Aprovisionamientos y Servicios 1.754 1.503 251 16,7

Personal 1.043 1.078 (35) (3,2)

Otros Gastos de Explotación 1.343 1.450 (107) (7,4)

Amortizaciones y Pérdidas por Deterioro 1.626 1.798 (172) (9,6)

Total 19.963 21.259 (1.296) (6,1)


Aprovisionamientos y servicios (costes variables)

Los costes por aprovisionamientos y servicios (costes variables)

del ejercicio 2013 han ascendido a 15.951 millones de euros,

con una reducción del 5,8% respecto del ejercicio anterior.

Este epígrafe incluye 664 millones de euros correspondientes

al impacto negativo de algunas de las medidas aprobadas en

la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, cuya entrada en vigor ha

tenido lugar en el ejercicio 2013.

A pesar del impacto negativo de la Ley 15/2012, de 27 de di-

ciembre, mencionado en el párrafo anterior, los costes varia-

bles han disminuido como consecuencia, fundamentalmen-

te, de la reducción del 9,8% en las compras de energía, que se

situaron en 5.274 millones de euros debido al menor precio

medio de compra, y a la reducción del 7,7% en el consumo de

combustibles, que se situó en 2.817 millones de euros debido

a la menor producción térmica del periodo. Por otra parte, el

coste de los derechos de emisión de CO2 consumidos durante

el periodo, que se incluye en el epígrafe «Otros Aprovisiona-

mientos y Servicios», ha sido 137 millones de euros inferior al

del ejercicio 2012 como consecuencia tanto de la reducción

de la generación eléctrica con tecnologías emisoras de CO2,

como del precio de mercado de los derechos de emisión. Esta

reducción del coste se compensa con los 157 millones de eu-

ros de reducción del ingreso registrado por la imputación a

los resultados del ejercicio 2012 de los derechos de emisión

de CO2 recibidos gratuitamente de acuerdo con el Plan Nacio-

nal de Asignación (PNA).

Por último, durante el ejercicio 2013, se ha registrado en

este epígrafe un menor gasto por la retrocesión del coste de

102 millones de euros registrado entre los ejercicios 2009-

2011 por el Bono Social de acuerdo al Auto del Tribunal Su-

premo que hace extensible a ENDESA y al resto de empresas

generadoras en régimen ordinario la Sentencia dictada por

dicho Tribunal con fecha 7 de febrero de 2012 declarando la

nulidad de la asunción del coste del Bono Social por las socie-

dades generadoras de electricidad.

Gastos de personal y otros gastos de explotación

(costes fijos)

Los costes fijos ascendieron a 2.386 millones de euros en el

ejercicio 2013, con una reducción de 142 millones de euros

(–5,6%) respecto al ejercicio 2012 como consecuencia de la

política de reducción de costes implantada.

Los «Gastos de personal» se situaron en 1.043 millones de

euros, con una disminución del 3,2% a pesar de incorporar

costes asociados a la reducción de plantilla. Para analizar esta

variación hay que tener en cuenta la variación de 23 millones

de euros en los costes de personal de carácter no recurren-

te, que incluyen 57 millones de mayores indemnizaciones y

34 millones de euros de menores costes por actualización de

las provisiones por expedientes de regulación de empleo. Sin

tener en consideración los mismos, los costes de personal de

carácter recurrente disminuyeron un 5,4% como consecuen-

cia de la contención salarial y de la reducción del 3,7% en la

plantilla media de este Negocio.

Por lo que respecta a los «Otros gastos de explotación», se si-

tuaron en 1.343 millones de euros, lo que supone una dismi-

nución de 107 millones de euros (–7,4%) debido a la política

de reducción de costes implantada.

Amortizaciones y pérdidas por deterioro

Las amortizaciones y pérdidas por deterioro ascendieron a

1.626 millones de euros en el ejercicio 2013, con una dismi-

nución de 172 millones de euros (–9,6%) respecto al ejercicio

2012.

En el ejercicio 2012 este epígrafe incluía los saneamientos

realizados sobre los activos correspondientes a la Central

Nuclear Santa María de Garoña y los activos de Empresa

Carbonífera del Sur, S.A.U. por importes de 60 y 66 millones

de euros, respectivamente, así como la dotación por dete-

rioro de los activos de Irlanda por importe de 67 millones

de euros.

Resultado financiero neto: 100 millones de euros

El resultado financiero neto del ejercicio 2013 supuso un cos-

te de 100 millones de euros, 161 millones de euros menos

que en el ejercicio 2012.

Esta variación se compone de una reducción de 128 millones

de euros en los gastos financieros netos y una reducción de

33 millones de euros en las diferencias de cambio netas, que


han pasado de un gasto de 5 millones de euros en el ejercicio

2012 a un ingreso de 28 millones de euros en el ejercicio 2013.

Con respecto a los gastos financieros netos, la evolución

de los tipos de interés a largo plazo producida, tanto en el

ejercicio 2013 como en el ejercicio 2012, ha supuesto una

actualización en las provisiones para hacer frente a las obli-

gaciones derivadas de los expedientes de regulación de em-

pleo en vigor por importe de 11 millones de euros, positivos,

en el ejercicio 2013 y 76 millones de euros, negativos, en el

ejercicio 2012.

Aislando dicho impacto, los gastos financieros netos se ha-

brían reducido en 41 millones de euros (–22,8%), como con-

secuencia del menor coste medio de financiación y de la re-

ducción de deuda durante el periodo.

Inversiones brutas: 933 millones de euros

Las inversiones brutas del Negocio en España y Portugal fue-

ron de 933 millones de euros en el ejercicio 2013 según el

siguiente detalle:

Inversiones del Negocio en España y Portugal

Millones de Euros

% Var.2013 2012

Generación 267 420 (36,4)

Distribución y Transporte 509 840 (39,4)

Otros 5 5 —

Total material 781 1.265 (38,3)

Inmaterial (1) 95 102 (6,9)

Financiera 57 46 23,9

Total (2) 933 1.413 (34,0)

(1) Excluyendo los derechos de emisión de dióxido de carbono (CO2), Certified Emissions Reductions (CERs) y Emission Reductions Unit (ERUs).(2) En el ejercicio 2012, no incluía inversiones en activos no corrientes mantenidos para la venta y de actividades interrumpidas por importe de 73 millones de euros, ni la adquisición de la cartera de clientes de gas en la Comunidad de Madrid por importe de 34 millones de euros.

En el Negocio en España y Portugal, las inversiones brutas

de generación del ejercicio 2013 se corresponden en su

mayor parte con inversiones recurrentes en las plantas. Por

lo que respecta a las inversiones brutas de distribución, co-

rresponden a extensiones de la red, así como a inversiones

destinadas a optimizar el funcionamiento de la misma, con

el fin de mejorar la eficiencia y el nivel de calidad del servicio.

Asimismo, incluyen la inversión en la instalación masiva de

contadores inteligentes de telegestión y los sistemas para

su operación.

2.2.2. Negocio en Latinoamérica

Beneficio neto del Negocio en Latinoamérica:

703 millones de euros

El beneficio neto del Negocio en Latinoamérica de ENDESA

en el ejercicio 2013 se situó en 703 millones de euros, lo que

supone un aumento del 12,7% con respecto al ejercicio 2012,

siendo su contribución al resultado neto total de ENDESA

igual al 37,4%.

Por su parte, el resultado bruto de explotación (EBITDA) ha

sido de 3.443 millones de euros lo que supone un aumento

del 7,3% respecto del ejercicio 2012. El resultado de explota-

ción (EBIT) se ha situado en 2.651 millones de euros, un 9,5%

superior al del ejercicio 2012.

Estos aumentos se deben, fundamentalmente, a la aproba-

ción el 7 de mayo de 2013 de la Resolución 250/2013 emitida

por la Secretaría de Energía de la República Argentina que ha

reconocido a Empresa Distribuidora Sur, S.A. el ingreso por

los costes no trasladados a tarifa desde 2007 hasta febrero

de 2013, en aplicación del ajuste del Mecanismo de Monito-

reo de Costos (MMC). Con esta medida regulatoria, Empresa

Distribuidora Sur, S.A. ha registrado un aumento de sus ingre-

sos operativos en 2013 por importe de 293 millones de euros

más 40 millones de euros en concepto de ingreso financiero

neto, con un impacto sobre el resultado neto de 94 millones

de euros.

Por otra parte, esta mejora en los ingresos se ha visto parcial-

mente compensada por los sobrecostes soportados por las

compañías de distribución de Brasil durante el periodo en la

adquisición de la energía, que no han podido ser recupera-

dos en su totalidad a través de las medidas extraordinarias

adoptadas por el Gobierno brasileño para compensar, de for-

ma inmediata, a los distribuidores del efecto de esta situación

excepcional.

La compensación por dichos sobrecostes conforme al Decre-

to Presidencial 7.945/2013 ha ascendido a 189 millones de

euros frente a unos sobrecostes soportados hasta el 31 de

diciembre de 2013 de 252 millones de euros. Por tanto, el

importe no cubierto por las medidas extraordinarias estable-

cidas por el Gobierno brasileño ha ascendido a 63 millones

de euros, que serán recuperados por las compañías distri-


buidoras de la forma habitual establecida por la regulación

eléctrica brasileña, es decir, mediante su incorporación en

futuras revisiones tarifarias.

Asimismo, los resultados de este Negocio se han visto im-

pactados negativamente por la significativa devaluación de

las monedas locales en que las sociedades desarrollan su

actividad respecto del euro, que ha supuesto una disminu-

ción de 349 millones de euros sobre el resultado bruto de

explotación (EBITDA), respecto al que hubiese resultado de

haberse mantenido los tipos de cambio similares a los de

2012.

Indicadores clave

El entorno económico de los países en los que operan las

compañías de ENDESA se ha caracterizado por el crecimien-

to de la demanda de electricidad durante el ejercicio 2013,

habiéndose producido aumentos de la demanda en Perú

(+5,9%) y Chile (+4,3% en el SIC y +3,8% en el SING), Argenti-

na (+3,8%), Brasil (+3,5%) y Colombia (+3,2%).

En ese entorno, las ventas de distribución de las compañías

de ENDESA, sin incluir peajes y consumos no facturados, se si-

tuaron en 61.512 GWh, con un incremento del 30% respecto

del ejercicio 2012, habiéndose registrado aumentos en Bra-

sil (+4,4%), Chile (+4,4%), Perú (+2,7%), Argentina (+1,3%) y

Colombia (+1%).

Por lo que respecta al negocio de generación de ENDESA, la

producción de electricidad ha disminuido en un 2%, alcan-

zando los 61.885 GWh, habiéndose producido reducciones

en Perú (–7,6%), Colombia (–4,1%), Brasil (–3,6%) y Chile

(–1,6%) y, habiendo aumentado únicamente en Argentina

(+3,4%).

Generación y ventas de electricidad del Negocio en Latinoamérica

Generación (GWh) Distribución (GWh)

2013 % Var. 2012 2013 % Var. 2012

Argentina 15.743 3,4 14.953 1,3

Brasil 4.992 (3,6) 18.799 4,4

Chile 19.874 (1,6) 13.030 4,4

Colombia 12.747 (4,1) 8.274 1,0

Perú 8.529 (7,6) 6.456 2,7

Total 61.885 (2,0) 61.512 3,0

Márgenes unitarios

El margen unitario de la actividad de generación ha aumenta-

do un 8,3%, situándose en 29,8 €/MWh. Durante el ejercicio

2013 se han producido mejoras en Argentina (+32,7%), Chile

(+25,2%), Perú (+9,4%) y Colombia (+2,2%), que han com-

pensado la reducción en el margen unitario de generación de

Brasil (–9,3%).

Por lo que se refiere al margen unitario de la actividad de dis-

tribución del ejercicio 2013, se situó en 34,7 €/MWh, con un

aumento del 0,2% respecto del ejercicio 2012, como conse-

cuencia de la variación de Argentina (+125%) debido al reco-

nocimiento puntual del Mecanismo de Monitoreo de Costos

(MMC) desde 2007. En el resto de países, el margen unitario

de la actividad de distribución ha disminuido: Brasil (–18,4%),

Colombia (–8,1%), Perú (–8,1%), y Chile (–6,8%).

Desarrollo de nueva capacidad

En relación a la construcción de la central hidráulica de El

Quimbo en Colombia (400 MW), durante 2013 se han conti-

nuado gestionando los acuerdos sociales y contractuales que

permitirán ejecutar los trabajos en el embalse. Se están ce-

rrando los acuerdos con la población residente y no residente

de la zona del embalse que será relocalizada, y se ha iniciado

la ejecución del contrato de reconstrucción de las vías susti-

tutivas de la zona de embalse. Lo anterior ha permitido con-

tinuar enfocándose en los trabajos de movimiento de tierra

para terminar los rellenos de la presa.

Por lo que se refiere al Proyecto térmico de Talara en Perú

(183 MW), el 11 de julio de 2013 se puso en operación co-

mercial la planta.

Aspectos Regulatorios

La información relativa a la regulación del Negocio en Lati-

noamérica se incluye en la Nota 4 de la Memoria de las Cuen-

tas Anuales Consolidadas.

Desde el punto de vista regulatorio, las principales novedades

del periodo son las siguientes:


Argentina

El 26 de marzo de 2013 se publicó en el Boletín Oficial la Re-

solución 95/2013, que estableció un nuevo marco regulato-

rio para la generación eléctrica, basado en un esquema que

paga los costes fijos, los costes variables y contempla una re-

muneración adicional. El nuevo marco regulatorio establece

también que la gestión de los combustibles y la gestión del

mercado a término es responsabilidad de la Compañía Admi-

nistradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), una

vez vencidos los contratos vigentes.

En el ámbito de la distribución, el 7 de mayo de 2013 se apro-

bó la Resolución 250/2013 de la Secretaría de Energía que re-

conoce los ingresos correspondientes a los costes no traslada-

dos a tarifa desde 2007 hasta febrero de 2013 en aplicación

del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) permitiendo

realizar la compensación de estos ingresos con los importes ya

percibidos por el Programa de Uso Racional de Energía Eléc-

trica (PUREE) y con otras obligaciones con la Compañía Admi-

nistradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). En

desarrollo de esta Resolución, el 6 de noviembre de 2013, la

Secretaría de Energía publicó la Nota 6852 en la que autoriza

a Empresa Distribuidora Sur, S.A. a realizar la compensación

del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) con deudas

generadas a partir del Programa de Uso Racional de Energía

Eléctrica (PUREE) para el periodo marzo-septiembre de 2013.

Por último, durante todo el año 2013 ha seguido vigente y

se ha ido prorrogando la figura del «veedor» en Empresa

Distribuidora Sur, S.A., que fue designado originariamente

mediante Resolución del Ente Regulador del Sector Eléctrico

(ENRE) 183/2012. Originariamente la veeduría ha ido reca-

yendo en la persona del Vicepresidente del Ente Regulador

del Sector Eléctrico (ENRE). Sin embargo, la Resolución del

Ente Regulador del Sector Eléctrico (ENRE) 31/2014 le releva

en el cargo y designa a su Presidente como nuevo veedor por

90 días hábiles prorrogables hasta el 19 de junio de 2014.

Brasil

El 14 de enero de 2013 se promulgó la Ley 12.783 de con-

versión de la Medida Provisoria 579 aprobada en septiem-

bre 2012, que define los términos sobre la renovación de las

concesiones y la reducción de las tarifas por eliminación de

gravámenes sectoriales. En cumplimiento de dicha Ley, el

25 de enero de 2012 el regulador brasileño, la Agência Nacio-

nal de Energia Elétrica (ANEEL), aprobó una revisión tarifaria

extraordinaria con un porcentaje de reducción promedio del

20% de las tarifas para los clientes regulados, como resulta-

do, de una parte, del menor coste de la energía derivado de la

renovación de las concesiones de generación y transmisión y,

de otra parte, de la reducción de los cargos tarifarios.

El 8 de marzo de 2013 se publicó en el Diario Oficial el Decreto

Presidencial 7.945/2013, que autoriza el traspaso de recursos

del Gobierno hacia las distribuidoras para el pago de parte

de los costes adicionales que están soportando las sociedades

distribuidoras derivados del despacho de generación térmica

y de la exposición contractual en el mercado spot. Respecto

a los costes adicionales que no recibirán la compensación in-

mediata del Gobierno, éstos serán recuperados a través de la

tarifa tal y como prevé la reglamentación. Igualmente, estos

costes adicionales podrán ser recibidos también a través de

la tarifa o por nuevos traspasos de recursos, según definición

de la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), en los res-

pectivos reajustes tarifarios.

El 11 de marzo de 2013 la Agência Nacional de Energia Elé-

trica (ANEEL), con carácter extraordinario, aprobó la poster-

gación hasta el 15 de abril 2013 del reajuste tarifario de Am-

pla Energia e Serviços, S.A., inicialmente previsto para el 15

de marzo. Las nuevas tarifas vigentes desde el 15 de abril de

2013 suponen un incremento promedio del Valor Agregado

de Distribución (margen de distribución) (VAD) del 7,8%.

Por su parte, el 19 de abril de 2013 la Agência Nacional de

Energia Elétrica (ANEEL) aprobó definitivamente el índice

anual de reajuste tarifario de la Companhia Energética do

Ceará, S.A. Las nuevas tarifas, vigentes a partir del 22 de abril

de 2013, contemplan un aumento promedio del Valor Agre-

gado de Distribución (VAD) del 5,5%.

El 23 de julio de 2013, la Agência Nacional de Energia Elétrica

(ANEEL) aprobó la Resolución Normativa 570/2013 que es-

tablece los requisitos y procedimientos para la creación del

proveedor minorista de electricidad. Según la norma, los co-

mercializadores o los generadores pueden ser representantes

de los agentes que contraten su demanda en el mercado de

contratación libre, y también de los agentes generadores

de potencia menor o igual a 50 MW que no tengan contra-

tos de comercialización en el mercado regulado y/o en el


mercado de reserva. La norma es un avance en la ampliación

del mercado de la energía libre, que representa hoy el 27%

del consumo nacional.

Además, el 13 de agosto de 2013 la Agência Nacional de Ener-

gia Elétrica (ANEEL) aprobó la Resolución Normativa 572/2013,

que establece un nuevo procedimiento para la concesión de la

tarifa social de electricidad. Según este nuevo procedimiento,

los distribuidores deben comprobar si el cliente de baja renta

está inscrito en un programa social del Gobierno Federal.

Por último, el 12 de diciembre de 2013, la Agência Nacio-

nal de Energia Elétrica (ANEEL) decidió ampliar hasta finales

de 2014 el periodo de prueba del nuevo sistema de tarifas,

denominado banderas tarifarias. La propuesta del sistema

de banderas tarifarias (verde, amarilla y roja) responde a

cambios mensuales en las tarifas de energía aplicadas a los

clientes para señalar aumentos en los costes de compra de

energía. La propuesta inicial era que el sistema entrase en

vigor en 2014, pero la Agência Nacional de Energia Elétri-

ca (ANEEL) decidió postergar un año para mejorar el ajuste

normativo.

Chile

El 2 de abril de 2013 se publicó en el Diario Oficial el Decreto

que establece las fórmulas tarifarias aplicables a los usuarios

regulados de Chilectra, S.A. El Decreto prevé una rebaja efec-

tiva de las tarifas del 4,5%, principalmente debido a ganan-

cias de eficiencia, entre otros aspectos. Las nuevas tarifas son

de aplicación retroactiva desde el 4 de noviembre de 2012.

Además, con fecha 9 de abril de 2013 se publicó el Decreto

que establece las tarifas de subtransmisión aplicables tam-

bién a Chilectra, S.A., que se encontraba pendiente. Las nue-

vas tarifas no tienen impacto y son de aplicación retroactiva

desde el 1 de enero de 2011.

El 19 de agosto de 2013 se publicó un nuevo Reglamento del

Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. Esta normativa

actualiza y corrige algunos procedimientos para evaluar los

proyectos de inversión con el fin de realizar una evaluación

pertinente en etapas tempranas del Proyecto, mejora los pla-

zos reglamentarios en materia ambiental y limita a dos el nú-

mero de veces que la autoridad puede solicitar información al

titular del Proyecto.

El 14 de octubre de 2013 fue publicada en el Diario Oficial

la Ley 20.701, que tiene por objeto agilizar la tramitación de

las concesiones eléctricas. La nueva Ley simplifica el proceso

de concesión provisional, acorta los tiempos de tramitación,

precisa las posibles observaciones y oposiciones a los pro-

yectos, modifica el proceso de notificaciones, establece pro-

cedimientos judiciales sumarios, introduce la posibilidad de

dividir la solicitud de concesiones, modifica el procedimien-

to de tasación de los inmuebles y soluciona los conflictos

entre diferentes tipos de concesión.

El 22 de octubre de 2013 fue publicada la denominada Ley

20.698, que modifica la Ley 20.257 de incentivo del uso de

las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). La nue-

va normativa aprobada establece para el año 2025 una cuo-

ta obligatoria de Energías Renovables No Convencionales

(ERNC) del 20% sobre la matriz eléctrica, respetando la sen-

da de retiros contemplada en la Ley anterior para los con-

tratos vigentes a julio de 2013, es decir, para los contractos

firmados entre 2007 y julio de 2013, el objetivo es del 10%

en 2024, mientras que para aquellos firmados después será

del 20% en 2025.

Perú

El 16 de octubre de 2013 el Organismo Supervisor de la In-

versión en Energía y Minería (OSINERGMIN) publicó la Reso-

lución 203/2013 que fija las tarifas de distribución de Em-

presa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. para el

periodo noviembre 2013 a octubre 2017. La Resolución con-

templa un incremento del Valor Agregado de Distribución

(VAD) de Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte,

S.A.A. del 1,2% respecto al Valor Agregado de Distribución

(VAD) vigente anterior.

El Congreso de la República, a través de la Ley N° 30115,

Ley de Equilibrio Financiero del Presupuesto del Sector Pú-

blico para el año Fiscal 2014, publicada el 2 de diciembre

de 2013, aprobó la prórroga de la vigencia del Decreto de

Urgencia N° 049-2008 hasta el 31 de diciembre de 2016.

Dicho Decreto estableció que, a partir del 1 de enero de

2009, los costes marginales serían determinados conside-

rando que no existe restricción de producción o transporte

de gas natural ni de transmisión de electricidad, y dispuso

que la diferencia entre los costes variables de operación

en que incurriesen las centrales que operasen con costes


variables superiores a los costes marginales serían cubier-

tos por la demanda mediante un cargo adicional en el pea-

je de transmisión.

Operaciones Corporativas

Ampliación de capital de Enersis, S.A.

Con fecha 20 de diciembre de 2012, la Junta Extraordinaria

de Accionistas de Enersis, S.A. aprobó un aumento de capi-

tal en dicha sociedad por un total de 16.441.606.297 accio-

nes a un precio de 173 pesos chilenos por acción, que fue

suscrito en su totalidad el pasado 28 de marzo de 2013, por

un importe total equivalente a 4.562 millones de euros, de

los cuales 1.796 millones de euros han correspondido a la

aportación en efectivo de accionistas minoritarios.

ENDESA suscribió la parte que le correspondía de la referida

ampliación de capital mediante la aportación del 100% del

capital social de Cono Sur Participaciones, S.L.U., sociedad

propietaria de sus participaciones directas en la región, a ex-

cepción de las participaciones en la propia Enersis, S.A. y en

Empresa Propietaria de la Red, S.A.

Como resultado de este aumento de capital, se han unifica-

do en Enersis, S.A. todas las participaciones de ENDESA en

Sudamérica y se ha dotado a dicha compañía de los recursos

necesarios para llevar adelante un significativo plan de cre-

cimiento y expansión en la región.

Con efectos 1 de julio de 2013, se ha producido la absorción

por parte de Inversiones Sudamérica Ltda. de Cono Sur Par-

ticipaciones, S.L.U., procediéndose a la liquidación de esta

última. Posteriormente, con fecha 1 de octubre de 2013 se

ha procedido a la liquidación de Inversiones Sudamérica

Ltda. habiendo quedado todas las participaciones aporta-

das por ENDESA a través de Cono Sur Participaciones, S.L.U.

integradas directamente en Enersis, S.A. Estas operaciones

no han supuesto efecto alguno sobre los Estados Financie-

ros Consolidados de ENDESA.

Ampliación de capital de Endesa Costanera, S.A.

Con fecha 5 de abril de 2013 la Asamblea de Accionis-

tas de Endesa Costanera S.A. resolvió aumentar el capital

social por un importe de hasta 555 millones de pesos ar-

gentinos (equivalente a 76 millones de euros) y, en conse-

cuencia, la emisión de hasta un total de 555 millones de

nuevas acciones ordinarias escriturales de un valor nomi-

nal de un peso argentino por acción y con derecho a un

voto por acción, de los cuales 17 millones de euros han

correspondido a la aportación en efectivo de los accionis-

tas minoritarios.

Esta operación de ampliación de capital culminó el pasado

21 de noviembre de 2013, habiéndose incrementado la par-

ticipación de ENDESA desde un 69,76% a un 75,68%.

Oferta Pública Voluntaria de Adquisición de Acciones

(OPA) sobre Companhia Energética do Ceará, S.A.

Con fecha 14 de enero de 2014 Enersis, S.A. presentó una

Oferta Pública Voluntaria de Adquisición de Acciones (OPA)

a un precio por acción de 49 reales brasileños, dirigida a los

accionistas minoritarios de Companhia Energética do Ceará,

S.A., sociedad distribuidora brasileña de electricidad ya con-

trolada a través de Endesa Brasil, S.A., que posee un 58,87%

de las acciones emitidas por ésta.

Transcurrido el periodo de aceptación, que culminó el pasa-

do 17 de febrero de 2014 con la preceptiva subasta, Enersis,

S.A. ha adquirido 2.964.650 acciones ordinarias, 8.818.006

acciones preferentes Clase A y 424 acciones preferentes Cla-

se B de la referida compañía por un importe total de 242 mi-

llones de dólares estadounidenses (aproximadamente 175

millones de euros), que fueron pagados el 20 de febrero de

2014.

En consecuencia, como resultado de la Oferta Pública Vo-

luntaria de Adquisición de Acciones (OPA), Enersis, S.A. ha

incrementado su participación en Companhia Energética do

Ceará, S.A. en un 15,13%, de manera que su participación

directa e indirecta en dicha sociedad a la fecha de formu-

lación de este Informe de Gestión Consolidado es del 74%.

Adicionalmente, en virtud de los resultados de la subasta

mencionada y atendiendo a la legislación y normativa bra-

sileña, Enersis, S.A. ha prorrogado la vigencia de su Oferta

para las acciones ordinarias de Companhia Energética do

Ceará, S.A., por tres meses adicionales y en las mismas con-

diciones de precio.


Resultado bruto de explotación (EBITDA):


El resultado bruto de explotación (EBITDA) del Negocio lati-

noamericano de ENDESA ascendió a 3.443 millones de euros

en el ejercicio 2013, con un aumento del 7,3% respecto del

ejercicio 2012.

El resultado bruto de explotación (EBITDA) presenta un im-

pacto negativo de 349 millones de euros en comparación con

el del ejercicio anterior debido a la evolución del tipo de cam-

bio del euro en relación con las monedas locales de los países

en los que opera.

A su vez, el resultado de explotación (EBIT) fue de 2.651 mi-

llones, un 9,5% superior al obtenido en el ejercicio 2012 (266

millones de euros de impacto negativo debido a la evolución

del tipo de cambio del euro con las monedas locales).

La distribución de estos resultados entre los negocios en los

que ENDESA desarrolla actividades es la siguiente:

EBITDA y EBIT del Negocio en Latinoamérica

EBITDA (Millones de Euros)

EBIT (Millones de Euros)

2013 2012 % Var. 2013 2012 % Var.

Generación y Transporte

1.835 1.695 8,3 1.466 1.317 11,3

Distribución 1.654 1.544 7,1 1.233 1.125 9,6

Otros (46) (30) NA (48) (22) NA

Total 3.443 3.209 7,3 2.651 2.420 9,5

La distribución de estos resultados entre los países en los que

ENDESA desarrolla actividades fue la que se indica a conti-

nuación:

EBITDA y EBIT del Negocio en Latinoamérica - Generación y Transporte



2013 2012 % Var. 2013 2012 % Var.

Argentina 101 49 106,1 50 4 NA

Brasil 218 256 (14,8) 198 235 (15,7)

Chile 581 457 27,1 434 296 46,6

Colombia 610 602 1,3 553 541 2,2

Perú 257 249 3,2 183 182 0,5

Total generación 1.767 1.613 9,5 1.418 1.258 12,7

Interconexión Brasil-Argentina

68 82 (17,1) 48 59 (18,6)

Total generación y transporte

1.835 1.695 8,3 1.466 1.317 11,3

EBITDA y EBIT del Negocio en Latinoamérica - Distribución



2013 2012 % Var. 2013 2012 % Var.

Argentina 208 (61) NA 185 (87) NA

Brasil 566 678 (16,5) 358 491 (27,1)

Chile 268 272 (1,5) 215 217 (0,9)

Colombia 470 503 (6,6) 371 392 (5,4)

Perú 142 152 (6,6) 104 112 (7,1)

Total distribución 1.654 1.544 7,1 1.233 1.125 9,6

Generación y transporte

Argentina

El aumento de la producción (+3,4%) durante 2013 junto con

el aumento de los márgenes unitarios (+32,7%) por la aplica-

ción de la nueva regulación han producido un aumento en el

resultado bruto de explotación (EBITDA) del 106,1% respecto

a 2012 hasta 101 millones de euros.

El resultado de explotación (EBIT) del ejercicio ascendió a

50 millones de euros, con un aumento de 46 millones de eu-

ros respecto al ejercicio anterior.

Brasil

La generación eléctrica total de las compañías participadas

por ENDESA en Brasil se situó en 4.992 GWh en el ejercicio

2013, con una reducción del 3,6% respecto del ejercicio

2012, habiendo disminuido en la central de Cachoeira por

peor hidrología.

La disminución en la actividad de generación y la caída en

los márgenes unitarios (–9,3%) han provocado que el resul-

tado bruto de explotación (EBITDA) del periodo se sitúe en

218 millones de euros (–14,8%). El resultado de explotación

(EBIT) ha disminuido un 15,7%, situándose en 198 millones

de euros.

Chile

En el ejercicio 2013 el resultado bruto de explotación (EBIT-

DA) de la actividad de generación en Chile ha aumentado en

124 millones de euros (+27,1%), hasta situarse en 581 millo-

nes de euros.


A pesar de las desfavorables condiciones hidrológicas en Chi-

le, la generación eléctrica de las compañías participadas en

dicho país sólo ha disminuido un 1,6%, hasta 19.874 GWh, en

comparación con el año anterior debido al mayor despacho

térmico por el inicio de la operación de la central Bocamina II.

Esta circunstancia, junto con la mejora en el margen unitario

(+25,2%) ha dado lugar al aumento del resultado bruto de

explotación (EBITDA) antes mencionado.

El resultado de explotación (EBIT) del ejercicio ha aumentado

en 138 millones de euros (+46,6%) con respecto al ejercicio

anterior hasta situarse en 434 millones de euros.

Como consecuencia de los cargos formulados por la Superin-

tendencia de Medioambiente de la República de Chile contra

Empresa Nacional de Electricidad, S.A. debido a una serie de

infracciones a la Resolución Exenta Nº 206, desde el 17 de di-

ciembre de 2013 la Central Térmica Bocamina II se encuentra

paralizada mientras se tramita el recurso de protección pre-

sentado contra la sociedad.

Colombia

En Colombia, la menor producción del periodo por peor hi-

drología (–4,1%) ha sido compensada por el impacto favora-

ble del aumento en el margen unitario (+2,2%).


explotación (EBIT) de la generación han aumentado en 8 y

12 millones de euros, respectivamente, en el ejercicio 2013

respecto al año anterior situándose en 610 y 553 millones de

euros, respectivamente.

Perú

La generación eléctrica total de las compañías participadas

por ENDESA en Perú se situó en 8.529 GWh en el ejercicio

2013, con una reducción del 7,6% respecto del ejercicio 2012.

La menor producción del periodo ha sido compensada con el

aumento en el margen unitario (+9,4%) que, junto con el im-

porte registrado en relación con el siniestro de la unidad TG7 de

Santa Rosa (29 millones de euros), han provocado un aumento

del 3,2% en el resultado bruto de explotación (EBITDA), que se

situó en 257 millones de euros, y del 0,5% en el resultado de

explotación (EBIT), que ascendió a 183 millones de euros.

Interconexión entre Brasil y Argentina


explotación (EBIT) obtenido durante el ejercicio 2013 han

sido de 68 y 48 millones de euros, respectivamente, inferior

en 14 y 11 millones de euros con respecto al ejercicio 2012.

El impacto negativo que presentan ambas magnitudes en

comparación con el ejercicio anterior es debido en su mayor

parte a la evolución del tipo de cambio del euro en relación

con la moneda local.

Distribución

Argentina

La aplicación de la Resolución 250/2013 de la Secretaría de

Energía aprobada el 7 de mayo de 2013 ha supuesto el regis-

tro de un ingreso por importe de 293 millones de euros. Este

ingreso ha compensado la situación del resultado bruto de ex-

plotación (EBITDA) negativo en que se encontraba el Negocio

de modo que el resultado bruto de explotación (EBITDA) del

ejercicio 2013 se ha situado en 208 millones de euros, positi-

vos, frente a 61 millones de euros, negativos, del ejercicio 2012.

No obstante, sin considerar este ingreso de 293 millones de

euros, el resultado bruto de explotación (EBITDA) habría sido

negativo por importe de 85 millones de euros, a pesar de

que dicho importe incluye también el reconocimiento con-

templado en la Nota 6852 de 6 de noviembre de 2013 de los

costes no trasladados a tarifa hasta septiembre de 2013, en

aplicación del ajuste del Mecanismo de Monitoreo de Costos

(MMC) por importe de 88 millones de euros, lo que pone de

manifiesto la insuficiencia de dicho mecanismo para asegurar

una rentabilidad adecuada para este Negocio.

Por su parte, el resultado de explotación (EBIT) ha sido de

185 millones de euros, positivos, frente a 87 millones de eu-

ros, negativos, del ejercicio anterior.

Brasil

El resultado bruto de explotación (EBITDA) se situó en

566 millones de euros, y el resultado de explotación (EBIT) en

358 millones de euros, con una disminución del 16,5% y del

27,1%, respectivamente, sobre el ejercicio 2012.


Esta disminución se debe a los sobrecostes soportados por las

compañías distribuidoras durante el periodo, derivados del

despacho de generación térmica y de la exposición contrac-

tual en el mercado spot, que no han podido ser compensados

de forma inmediata mediante el mecanismo establecido por

el Decreto Presidencial 7.945/2013.

El importe de los sobrecostes no compensados por el meca-

nismo establecido por el Decreto Presidencial 7.945/2013 ha

ascendido a 63 millones de euros que se recuperarán mediante

su incorporación a la tarifa en sucesivas revisiones tarifarias de

acuerdo con lo establecido por la regulación brasileña.

Al efecto indicado en el párrafo anterior, hay que añadir tam-

bién el provocado por la evolución de tipo de cambio del euro

en relación con la moneda local.

La mayor reducción del resultado de explotación (EBIT) res-

pecto del resultado bruto de explotación (EBITDA) se debe

al incremento del 11,2% en las amortizaciones y provisiones

por deterioro debido, fundamentalmente, al saneamiento

realizado de activos que han dejado de estar operativos por

importe de 44 millones de euros.

Chile

El aumento de las ventas físicas (+4,4%) derivado de la evo-

lución positiva de la demanda (+4,3%) no ha compensado la

reducción del margen unitario (–6,8%).

El resultado bruto de explotación (EBITDA) de la distribución

en Chile se ha situado en 268 millones de euros en 2013 con

una disminución del 1,5% respecto al ejercicio anterior, y el

resultado de explotación (EBIT) ha disminuido un 0,9% si-

tuándose en 215 millones de euros.

Colombia


explotación (EBIT) de la distribución en Colombia han experi-

mentado disminuciones del 6,6% y del 5,4%, situándose en

470 y 371 millones de euros, respectivamente.

Pese al aumento de la demanda en Colombia (+3,2%) y de

las ventas físicas (+1,0%), el resultado bruto de explotación

(EBITDA) y el resultado de explotación (EBIT) se han visto re-

ducidos como consecuencia de la evolución de la demanda

en la ciudad de Bogotá (–3,0%), y la reducción en el margen

unitario (–8,1%) dada la indexación de las tarifas al Índice de

Precios al Productor (IPP).

Perú

Las magnitudes económicas de la distribución en Perú se han

reducido durante 2013 a pesar del aumento de la demanda

(+5,9%) y de las ventas físicas (+2,7%) como consecuencia de

la reducción en el margen unitario (–8,1%) por el efecto ne-

gativo de la indexación de la tarifa.

Ello ha situado el resultado bruto de explotación (EBITDA) en

142 millones de euros, un 6,6% inferior al de 2012, y el resul-

tado de explotación (EBIT) en 104 millones de euros, un 7,1%

inferior respecto al obtenido en 2012.

Resultado financiero neto: 250 millones de euros

Los resultados financieros netos del Negocio en Latinoamé-

rica de ENDESA supusieron un coste de 250 millones de eu-

ros en el ejercicio 2013, lo que supone una disminución del

34,2% respecto del mismo periodo de 2012. Los gastos finan-

cieros netos ascendieron a 216 millones de euros en el ejerci-

cio 2013, lo que representa una disminución de 127 millones

de euros, es decir, del 37%.

Para analizar esta evolución ha de tenerse en cuenta que

en Argentina, el reconocimiento del ajuste del Mecanismo

de Monitoreo de Costos (MMC) ha generado unos ingresos

financieros netos por importe de 40 millones de euros. Por

otra parte, los gastos financieros netos del ejercicio 2013 y

2012 incluían el reconocimiento de un importe igual a 83 y

180 millones de euros, respectivamente, correspondiente a

la actualización del activo financiero asociado a las conce-

siones de distribución en Brasil de acuerdo con la Ley Federal

12.783/13.

Si aislamos estos impactos, los gastos financieros netos se ha-

brían reducido en 184 millones de euros, un 35,2%, debido a

la disminución tanto del volumen de deuda financiera neta

media respecto a 2012, como a la reducción del coste medio

de la misma.

Las diferencias de cambio netas han pasado de 37 millones

de euros negativos en el ejercicio 2012 a 34 millones de eu-

ros, también negativos, en el ejercicio 2013.


Inversiones brutas: 1.525 millones de euros

Las inversiones brutas de este Negocio fueron de 1.525 millo-

nes de euros en el ejercicio 2013. De este importe, 148 millo-

nes de euros corresponden a inversiones financieras y 1.377

millones de euros a inversiones materiales e inmateriales con-

forme al siguiente detalle:

Inversiones Materiales e Inmateriales del Negocio en Latinoamérica

Millones de Euros

% Var.2013 2012

Generación 649 530 22,5

Distribución y Transporte 439 360 21,9

Otros 6 11 (45,5)

Total material 1.094 901 21,4

Inmaterial (*) 283 290 (2,4)

Total material e inmaterial 1.377 1.191 15,6

(*) Incluye las inversiones realizadas en la distribución en Brasil ya que, como consecuencia de la CINIIF 12, dadas las características de la concesión los activos asociados a las mismas, se consideran, en una parte, activos intangibles y, en otra, financieros.

2.3. Anexo Estadístico

Datos Industriales

Generación de Electricidad (GWh) 2013 2012 % Var.

Negocio en España y Portugal 70.542 78.316 (9,9)

Peninsular 56.179 62.631 (10,3)

Nuclear 25.967 26.967 (3,7)

Carbón 19.096 26.063 (26,7)

Hidroeléctrica 9.511 5.350 77,8

Ciclos Combinados (CCGT) 1.605 4.251 (62,2)

Extrapeninsular 12.335 13.395 (7,9)

Portugal 1.176 1.360 (13,5)

Resto 852 930 (8,4)

Negocio en Latinoamérica 61.885 63.118 (2,0)

Argentina 15.743 15.222 3,4

Brasil 4.992 5.177 (3,6)

Chile 19.874 20.194 (1,6)

Colombia 12.747 13.294 (4,1)

Perú 8.529 9.231 (7,6)

Total 132.427 141.434 (6,4)

Ventas de Electricidad (GWh) 2013 2012 % Var.


Comercialización Ultimo Recurso (CUR)

21.913 25.644 (14,5)

Mercado Liberalizado 74.209 77.122 (3,8)

Negocio en Latinoamérica 61.512 59.724 3,0

Argentina 14.953 14.758 1,3

Brasil 18.799 18.000 4,4

Chile 13.030 12.485 4,4

Colombia 8.274 8.193 1,0

Perú 6.456 6.288 2,7

Total 157.634 162.490 (3,0)

Energía Distribuida (GWh) (1) 2013 2012 % Var.



Argentina 20.334 19.842 2,5

Brasil 26.017 24.758 5,1

Chile 16.002 15.264 4,8

Colombia 14.817 14.447 2,6

Perú 7.653 7.475 2,4

Total 196.854 197.176 (0,2)

(1) En barras de central.

Número de Clientes (Miles)

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012 % Var.


Clientes Último Recurso 7.574 8.592 (11,8)

Comercialización en el Mercado Liberalizado

3.802 2.839 33,9


Argentina 2.444 2.389 2,3

Brasil 6.301 6.051 4,1

Chile 1.694 1.659 2,1

Colombia 2.817 2.713 3,8

Perú 1.255 1.203 4,3

Total 25.887 25.446 1,7


Evolución Demanda Eléctrica (%) (1) 2013 2012

Negocio en España y Portugal (2) (2,2%) (1,5%)


Argentina 3,8% 4,2%

Brasil 3,5% 4,5%

Chile (3) 4,3%/3,8% 5,7%/3,9%

Colombia 3,2% 3,8%

Perú 5,9% 5,9%

(1) Fuente: Red Eléctrica de España, S.A. y elaboración propia.(2) Corregido el efecto de laboralidad y temperatura, la evolución de la demanda es del –2,2% en 2013 y del –1,9% en 2012.(3) Demanda en el SIC y SING, respectivamente.

Cuota de Mercado (%) (1) 2013 2012 % Var.


Generación en Régimen Ordinario (2)

36,1 36,7 (1,6)

Distribución 43,0 43,3 (0,7)

Comercialización 37,5 39,1 (4,1)


Generación

Argentina 14,4 14,5 (0,7)

Brasil 0,8 0,8 —

Chile 31,9 32,7 (2,4)

Colombia 20,0 20,2 (1,0)

Perú 23,6 25,0 (5,6)

Distribución (3)

Argentina 20,0 20,0 —

Brasil 5,8 5,0 16,0

Chile 20,0 20,0 —

Colombia 16,0 16,0 —

Perú 18,2 19,0 (4,2)

(1) Fuente: Elaboración propia.(2) Peninsular.(3) Datos provisionales (2013).

Capacidad Instalada (MW)

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012 % Var.

Negocio en España y Portugal 23.322 23.245 0,3

Hidroeléctrica 4.755 4.716 0,8

Térmica Clásica 9.082 9.965 (8,9)

Térmica Nuclear 3.686 3.686 —

Ciclos Combinados 5.676 4.755 19,4

Resto 123 123 —


Argentina 4.522 4.522 —

Brasil 987 987 —

Chile 5.961 5.961 —

Colombia 2.926 2.914 0,4

Perú 1.844 1.774 3,9

Total 39.562 39.403 0,4

Redes de Distribución y Transporte (Km)

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012 % Var.



Argentina 24.553 24.526 0,1

Brasil 191.697 189.468 1,2

Chile 16.306 16.081 1,4

Colombia 58.326 57.364 1,7

Perú 26.094 25.266 3,3

Total 640.607 638.001 0,4

Pérdidas de Energía (%) 2013 2012 % Var.

Negocio en España y Portugal 9,4 9,3 1,1


Argentina 10,8 10,6 1,9

Brasil 16,3 16,4 (0,6)

Chile 5,3 5,4 (1,9)

Colombia 7,2 7,5 (4,0)

Perú 7,9 8,2 (3,7)

Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada - TIEPI (minutos) 2013 2012 % Var.

Negocio en España y Portugal (medio) (1)

47 52 (9,6)


Argentina 507 669 (24,2)

Brasil 1.219 1.052 15,9

Chile 547 484 13,0

Colombia 143 144 0,7

Perú 805 730 10,3

(1) Corresponde a España.

Ventas de Gas Negocio en España y Portugal (GWh) 2013 2012 % Var.

Mercado Liberalizado 47.871 46.053 3,9

Mercado TUR 1.169 1.222 (4,3)

Mercado Internacional 9.463 10.379 (8,8)

Ventas Mayoristas 13.213 13.981 (5,5)

Total (*) 71.716 71.635 0,1

(*) Sin consumos propios de generación.

Cuotas de Gas Negocio en España y Portugal (%) (1) 2013 2012 % Var.

Mercado Liberalizado 15,4 15,8 (2,5)

Total 14,7 14,8 (0,7)

(1) Fuente: Elaboración propia.


Clientes de Gas Negocio en España y Portugal (Miles) (1) 2013 2012 % Var.

Mercado Liberalizado 1.214 1.266 (4,1)

Total

(1) Puntos de Suministro.

Datos Económico-Financieros

Parámetros de Valoración (Euros) 2013 2012 % Var.

Beneficio Neto por Acción (1) 1,77 1,92 (7,6)

Cash Flow por Acción (2) 4,30 4,96 (13,3)

Valor Contable por Acción (3) 19,38 19,51 (0,6)

(1) Resultado del Ejercicio Sociedad Dominante / Nº Acciones.(2) Flujos Neto de Efectivo de las Actividades de Explotación / Nº Acciones.(3) Patrimonio Neto Sociedad Dominante / Nº Acciones.

Indicadores de Rentabilidad 2013 2012

Rentabilidad sobre el Patrimonio Neto (1) (%) 7,07 7,97

Retorno de los Activos (2) (%) 3,26 3,46

Rentabilidad Económica (3) (%) 13,01 13,19

(1) Resultado Neto / Patrimonio Neto Medio.(2) Resultado Neto / Activo Total Medio.(3) Resultado de Explotación / Inmovilizado Material Medio.

Deuda Financiera Neta (Millones de Euros)

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012 % Var.


Negocio en Latinoamérica: 2.846 3.719 (23,5)

Enersis 2.649 4.144 (36,1)

Resto 197 (425) 146,4

Total 4.286 8.778 (51,2)

Apalancamiento (%) (1) 16,0 33,3 NA

Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto (veces)

0,16 0,33 NA

(1) Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto.

Indicadores Financieros 2013 2012

Ratio de Liquidez (1) 1,21 1,33

Ratio de Solvencia (2) 1,06 1,08

Ratio de Endeudamiento (%) (3) 13,80 24,98

Ratio de Cobertura de la Deuda (4) 0,64 1,25

(1) Activo Corriente / Pasivo Corriente.(2) (Patrimonio Neto + Pasivo no Corriente) / Activo no Corriente.(3) Deuda Financiera Neta / (Patrimonio Neto + Deuda Financiera Neta).(4) Deuda Financiera Neta / Resultado Bruto de Explotación (EBITDA).


3. Liquidez y Recursos de Capital

3.1. Gestión Financiera

El año 2013 estuvo marcado por una mejora en los indica-

dores de riesgo país de los países periféricos europeos. El

diferencial frente al bono alemán a 10 años de España e

Italia se redujo considerablemente durante el periodo hasta

situarse en niveles de 220 puntos básicos al cierre del ejer-

cicio, habiendo mejorado en 173 y 99 puntos básicos res-

pectivamente.

El Banco Central Europeo redujo el tipo de interés de inter-

vención en 50 puntos básicos durante el año 2013, 25 puntos

básicos en mayo de 2013 y 25 puntos básicos en noviembre

de 2013, para situar el tipo de interés en el mínimo histórico

del 0,25%.

El tipo de interés de largo plazo del euro (swap a 10 años)

tuvo una tendencia alcista durante el año 2013, pasando del

1,56% a comienzos del año hasta situarse en el 2,15% al cie-

rre de 2013. Por su parte, el tipo de interés de corto plazo

pasó del 0,19% al 0,29% al final de año.

Por lo que se refiere al tipo de interés de largo plazo del dólar

estadounidense, aumentó aproximadamente un 70% duran-

te el año 2013 hasta situarse en 3,09% a final de año. Por el

contrario, el tipo de interés a tres meses del dólar estadouni-

dense se redujo del 0,31% a principios de año hasta el 0,25%

a final de 2013.

El tipo de cambio euro/dólar estadounidense registró una

gran volatilidad con valores extremos de 1,380 y 1,278, ce-

rrando el año en niveles de 1,374.

A diferencia de lo ocurrido en el ejercicio 2012, al cierre del

ejercicio 2013 las divisas latinoamericanas, sin excepción, se

depreciaron frente al dólar, particularmente el peso argen-

tino con un 33% anual y el real brasileño con un 15% anual;

para el resto de las monedas (peso chileno, peso colombia-

no y nuevo sol peruano) la devaluación estuvo en el rango

del 9%-10%.

A pesar de un contexto internacional menos favorable res-

pecto de años anteriores, las economías emergentes han lo-

grado conservar la senda del crecimiento, con una variación

promedio del Producto Interior Bruto (PIB) del 3,8%. En ge-

neral, mantuvieron sus calificaciones crediticias, con alguna

subida como la de Argentina, cuya deuda soberana vio revi-

sada su calificación por Standard & Poor´s un escalón al alza

pasando de B- a B.

En países como Chile, Perú y Colombia destacaron el crecimien-

to positivo, en el rango del 4%-5%, y la inflación controlada,

comprendida entre el 1,8%-2,9%. En un contexto internacio-

nal menos favorable, Brasil mantuvo el dilema entre crecimien-

to (PIB +2,3%) e inflación (IPC +6,10%), con una subida de la

tasa de referencia SELIC de 275 puntos básicos, mientras que

el resto de Bancos Centrales Latinoamericanos redujeron sus

tasas de referencia entre 50 y 100 puntos básicos.

En el entorno descrito, ENDESA mantuvo una sólida situación

financiera y un confortable nivel de liquidez que le permitió

captar nueva financiación y reducir la deuda de forma sus-

tancial. Así, entre las principales operaciones realizadas en el

año 2013 en el Negocio en España y Portugal, destacaron las

siguientes:

• Ejercicio de la opción de amortización anticipada de las

Participaciones Preferentes, cancelándose de esta forma

la totalidad del importe pendiente de la emisión inicial de

1.500 millones de euros (181 millones de euros) tras la ofer-

ta de adquisición de los títulos por su valor nominal llevada

a cabo en junio de 2011.

• Desembolso de operaciones financieras con el Banco Euro-

peo de Inversiones a 15 años de plazo por importe de 150

millones de euros.

A su vez, ENDESA mantuvo el programa de emisiones en los

mercados de capitales de corto plazo internacionales, sien-

do el saldo vivo a 31 de diciembre de 2013 de 814 millones

de euros.

Por su parte, en 2013 las sociedades latinoamericanas man-

tuvieron su acceso a los mercados financieros locales e in-

ternacionales, siendo las principales operaciones financieras

formalizadas las que figuran a continuación:

• En Argentina, Hidroeléctrica El Chocón, S.A. contrató un

préstamo sindicado con diversas entidades financieras loca-

les por un importe total de 149 millones de pesos argentinos

(equivalente a 17 millones de euros) a un plazo de tres años.


• En Brasil, Ampla Energia e Serviços, S.A. acordó un prés-

tamo financiero con Banco do Brasil por 130 millones de

reales brasileños (equivalente a 40 millones de euros) a

seis años de plazo. Adicionalmente, se obtuvieron fondos

correspondientes a la financiación Banco Nacional do

Desenvolvimento (BNDES) para inversiones en bienes de

capital por 250 millones de reales brasileños (equivalente

a 77 millones de euros) a siete años de plazo. Asimismo,

Companhia Energética do Ceará, S.A. obtuvo fondos de

Banco Nacional do Desenvolvimento (BNDES) para in-

versiones en bienes de capital por 150 millones de reales

brasileños (equivalente a 46 millones de euros) a siete

años de plazo.

• En Chile, Empresa Nacional de Electricidad, S.A. y Enersis,

S.A. han renovado las líneas de crédito comprometidas con

entidades financieras locales por importe total de 2 millo-

nes de unidades de fomento cada una (equivalente a 89

millones de euros) a un plazo de tres años.

• En Colombia, Emgesa, S.A. E.S.P. realizó una emisión de

bonos en el mercado local por 565.000 millones de pesos

colombianos (equivalente a 212 millones de euros), a pla-

zos de siete y doce años. Adicionalmente, se renegociaron

préstamos financieros (Club Deal) por 305.000 millones de

pesos colombianos (equivalente a 114 millones de euros)

a un plazo de diez años. Asimismo, en el caso de Coden-

sa, S.A. E.S.P., se emitieron bonos en el mercado local por

375.000 millones de pesos colombianos (equivalente a 141

millones de euros) a plazos de cinco y doce años.

• En Perú, Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte,

S.A.A. ha emitido un bono local por importe total de 50 mi-

llones de nuevos soles peruanos (equivalente a 13 millones

de euros) a un plazo de veinte años. Además, ha suscrito

dos préstamos bancarios con Banco Bilbao Vizcaya Argen-

taria por importe total de 89 millones de soles peruanos

(equivalente a 23 millones de euros) a un plazo de cinco

años, y emitido bonos por 195 millones de nuevos soles

peruanos (equivalente a 50 millones de euros) a plazos de

siete y veinticinco años.

Las inversiones de tesorería consideradas como «Efectivo y

otros Medios Líquidos Equivalentes» vencen en un plazo in-

ferior a tres meses desde su fecha de adquisición y devengan

tipos de interés de mercado para este tipo de imposiciones.

Con carácter adicional, las compañías dependientes domicilia-

das en Latinoamérica tienen, a 31 de diciembre de 2013, co-

locaciones de tesorería realizadas en instrumentos financieros

a plazo superior a tres meses por importe de 1.029 millones

de euros (307 millones de euros a 31 de diciembre de 2012).

El detalle de las colocaciones en deuda soberana y en otros

equivalentes de efectivo se detalla en las Notas 13 y 14 de la

Memoria de Cuentas Anuales Consolidadas.

No existen restricciones por importes significativos a la dis-

posición de efectivo. Las restricciones que pudieran afectar a

la disposición de fondos por parte de ENDESA se describen

en las Notas 14, 15.1.9 y 38.1 de la Memoria de las Cuentas

Anuales Consolidadas.

El año 2013 finalizó con 11.567 millones de euros de liquidez (8.211 millones de euros a 31 de diciembre de 2012) conforme al

siguiente detalle:

Millones de Euros

Estructura de Liquidez


Efectivo (1) Disponible (2) Total Liquidez Efectivo (1) Disponible (2) Total Liquidez

ENDESA y filiales directas 2.036 (3) 6.683 8.719 628 5.790 6.418

Enersis 2.299 549 2.848 1.358 435 1.793

Total ENDESA 4.335 7.232 11.567 1.986 6.225 8.211

(1) Efectivo y otros medios líquidos equivalentes.(2) Disponible de forma incondicional en líneas de crédito, de los que, a 31 de diciembre de 2013, 3.500 millones de euros corresponden a una línea de crédito formalizada con Enel Finance International, N.V. no habiendo dispuesto importe alguno a esa fecha (a 31 de diciembre de 2012, 3.000 millones de euros y 500 millones de euros, respectivamente). (3) De este importe, a 31 de diciembre de 2013 1.000 millones de euros estaban colocados en Enel Energy Europe, S.L.U. y fueron cancelados con fecha 2 de enero de 2014 con motivo del abono del dividendo a cuenta.


La deuda financiera neta de ENDESA se situó en 4.286 mi-

llones de euros a 31 de diciembre de 2013 (8.778 millones

de euros a 31 de diciembre de 2012), conforme al siguiente

detalle:

Deuda Financiera Neta

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012 % Var.


Negocio en Latinoamérica 2.846 3.719 (23,5)

Enersis 2.649 4.144 (36,1)

Resto 197 (425) 146,4

Total 4.286 8.778 (51,2)

Su coste medio, en 2013 y 2012, es el siguiente:

(%)




Coste Medio 3,1 8,1 5,7 3,5 8,6 5,7

ENDESA pretende que el perfil de vencimiento de su deuda se

adecúe a la capacidad de generación de flujos de caja para su

reembolso, manteniendo cierta holgura.

La vida media de la deuda financiera neta de ENDESA, al cie-

rre de 2013 y 2012, presenta el siguiente detalle:

Número de Años




Vida Media 6,1 5,7 5,9 4,7 5,5 5,1

La información sobre los plazos de vencimiento de la deuda

financiera de ENDESA se describe en la Nota 18 de la Memo-

ria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

ENDESA continuó manteniendo su política de denominar la

deuda de las compañías en la moneda en la que se generan

sus flujos de caja. Al finalizar el año, la deuda estaba denomi-

nada en euros en un 38%, en dólares estadounidenses en un

26% y en otras monedas, fundamentalmente latinoamerica-

nas, en un 36%. La estructura de su deuda financiera neta por

monedas a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es la siguiente:

2013 2012

Millones Euros

% S/total

Millones Euros

% S/total

Euro 1.620 38 4.558 52

Dólar Estadounidense

1.098 26 1.753 20

Peso Chileno / Unidad de Fomento

(279) (7) 479 5

Real Brasileño 405 9 549 6

Otras monedas 1.442 34 1.439 17

Total 4.286 100 8.778 100

El volumen total de deuda financiera neta figuraba a tipo fijo

era del 64% a 31 de diciembre de 2013, mientras que el 36%

restante figuraba a tipo variable.


El detalle a 31 de diciembre de 2013 y 2012 de la estructura

de la deuda financiera neta de ENDESA a tipo fijo y variable

es como sigue:

2013 2012

Millones Euros

% S/total

Millones Euros

% S/total

Tipo Fijo 2.740 64 4.767 54

Tipo Variable 1.546 36 4.011 46

Total 4.286 100 8.778 100

3.2. Gestión de Capital

La gestión de capital de ENDESA está enfocada a mantener

una estructura financiera sólida que optimice el coste de capi-

tal y la disponibilidad de los recursos financieros, asegurando

la continuidad del negocio a largo plazo. Esta política de pru-

dencia financiera permite mantener una adecuada creación

de valor para el accionista a la vez que asegura la liquidez y la

solvencia de ENDESA.

ENDESA considera como indicador de seguimiento de la si-

tuación financiera el nivel de apalancamiento consolidado,

considerando este ratio como el cociente resultante de dividir

la deuda financiera neta entre el patrimonio neto, cuyo dato

a 31 de diciembre de 2013 y 2012 es el siguiente:

Millones de Euros

Apalancamiento

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

Deuda Financiera Neta 4.286 8.778

Deuda Financiera no Corriente 7.551 9.886

Deuda Financiera Corriente 1.152 974

Efectivo y otros Medios Líquidos Equivalentes (4.335) (1.986)

Derivados registrados en Activos Financieros (82) (96)

Patrimonio Neto 26.769 26.369

De la Sociedad Dominante 20.521 20.653

De los Intereses Minoritarios 6.248 5.716

Apalancamiento (%) (*) 16,0 33,3

(*) Deuda Financiera Neta / Patrimonio Neto.

Dada la excepcional situación económica que se viene atra-

vesando en los últimos años así como la compleja situación

regulatoria en el sector eléctrico español, ENDESA ha seguido

en los últimos años una política financiera muy prudente cen-

trada en la reducción del endeudamiento financiero neto, lo

que ha producido una progresiva disminución del ratio entre

deuda financiera neta y fondos propios.

En este sentido, teniendo en cuenta el ratio de apalancamien-

to existente a 31 de diciembre de 2013, el Consejo de Admi-

nistración de la Sociedad en su sesión del 17 de diciembre de

2013 acordó la distribución a sus accionistas de un dividendo

a cuenta del resultado del ejercicio 2013 de 1,5 euros brutos

por acción, que ha sido pagado el 2 de enero de 2014, lo que

supone un importe total de 1.588 millones de euros.

A la fecha de formulación de este Informe de Gestión Consoli-

dado, ENDESA no tiene ningún compromiso respecto a la ob-

tención de recursos mediante fuentes de financiación propia.

3.3. Gestión de la Calificación Crediticia

El mayor optimismo en 2013 por las condiciones y perspecti-

vas macro españolas, reflejadas en la mejora de la perspectiva

del bono soberano anunciada por las tres principales agen-

cias de rating, ha contrastado con las dificultades que ha se-

guido atravesando el sector eléctrico. Esas dificultades, tanto

en los fundamentales como en los aspectos regulatorios, han

motivado que apenas se hayan producido en 2013 cambios

en el rating de ENDESA.

La incertidumbre regulatoria llevó a principios de julio a Fitch

Ratings a colocar en revisión negativa la calificación crediticia

de ENDESA, encontrándose esta revisión pendiente de reso-

lución a la fecha de formulación de este Informe de Gestión

Consolidado.

También en ese mes, Standard & Poor´s rebajó un escalón el

rating de ENDESA para situarlo en BBB (desde BBB+) y «pers-

pectiva estable» (desde «perspectiva negativa») justo después

de que se anunciara el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de ju-

lio, que tenía por finalidad el restablecimiento de la suficien-

cia tarifaria.

La agencia Moody’s, por su parte, mantuvo el rating de la

compañía sin modificaciones a lo largo del año 2013, califi-

cándolo en Baa2 con «perspectiva negativa».

La evolución de los rating de calificación crediticia de ENDESA

es como sigue:


31 de diciembre de 2013 (*) 31 de diciembre de 2012 (*)

Largo Plazo Corto Plazo Perspectiva Largo Plazo Corto Plazo Perspectiva

Standard & Poor’s BBB A-2 Estable BBB+ A-2 Negativa

Moody’s Baa2 P-2 Negativa Baa2 P-2 Negativa

Fitch Ratings BBB+ F2Revisión Negativa

BBB+ F2 Negativa

(*) A las respectivas fechas de emisión de los Estados Financieros Consolidados.

Cabe destacar que ENDESA mantiene al cierre del ejercicio

2013 una calificación crediticia que se sitúa dentro de la ca-

tegoría de «investment grade» según todas las agencias cre-

diticias.

ENDESA considera que el rating asignado por las agencias

de calificación crediticia no refleja únicamente la situación

financiera de ENDESA ya que las tres agencias que realizan

la evaluación de ENDESA han declarado que el nivel de rating

de ENDESA se ve afectado no sólo por la situación de ENDE-

SA, sino también por la calificación crediticia de Enel, dado el

control que esta sociedad ejerce sobre ENDESA, de forma que

el rating de ENDESA no podría ser superior al de Enel aun en

el caso de que su estructura financiera lo permitiese.

De cualquier forma, el rating otorgado por las agencias de ca-

lificación crediticia permitiría, en caso de ser necesario, que

ENDESA pudiera acceder a los mercados financieros en con-

diciones razonables.

3.4. Flujos de Efectivo

A 31 de diciembre de 2013, el importe de efectivo y otros me-

dios líquidos equivalentes se ha situado en 4.335 millones de

euros, lo que supone un aumento de 2.349 millones de euros

respecto a 31 de diciembre de 2012.

Durante el ejercicio 2013 las actividades de explotación de

ENDESA han generado flujos de efectivo por importe de

4.551 millones de euros.

Asimismo, durante ese ejercicio ENDESA ha destinado 1.624

millones de euros a las actividades de inversión. Es importante

señalar que estos flujos se presentan netos e incluyen 3.751

millones de euros correspondientes a los cobros realizados

por el déficit de ingresos de las actividades reguladas que ha-

bía sido financiado por la Sociedad en ejercicios anteriores,

de los que 210 millones de euros corresponden a los cobros

normales procedentes de los ingresos regulados del Sistema

Eléctrico y 3.541 millones de euros a la cesión de derechos de

cobro al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico

(FADE). Por otra parte durante, el ejercicio 2013 los flujos de

efectivo dedicados a la financiación del déficit han ascendido

a 2.605 millones de euros.

Además, en el ejercicio 2013 ENDESA ha dedicado fondos a

las actividades de financiación por importe de 273 millones

de euros. En los flujos netos procedentes de las actividades

de financiación destaca el cobro de 1.730 millones de euros

por la aportación de capital realizada por los accionistas mi-

noritarios, principalmente de Enersis, S.A. (netos de sus costes

asociados) así como el pago de 539 millones de euros de di-

videndos a los accionistas minoritarios. El resto del importe

incluido en este epígrafe por importe de 1.481 millones de

euros corresponde fundamentalmente a pagos para la amor-

tización neta de deuda realizada a lo largo del año 2013.

Por último, hay que señalar que el impacto del tipo de cam-

bio sobre el efectivo y otros medios equivalentes que ENDESA

posee en Latinoamérica, que se encuentra denominado en

monedas distintas del euro, ha supuesto una reducción del

importe en euros del efectivo y otros medios equivalentes du-

rante el año 2013 por importe de 305 millones de euros.

Normalmente, los flujos generados por las actividades de ex-

plotación de ENDESA son suficientes para hacer frente a las

inversiones necesarias para el desarrollo del negocio. Para

atender a los reembolsos de deuda, ENDESA, previsiblemente

utilizará el resto de fondos procedentes de las actividades de

explotación y, en su caso, acudirá a la contratación de présta-

mos con entidades financieras y utilizará las líneas de crédito

disponibles comprometidas a largo plazo concedidas tanto

por entidades bancarias como por Enel Finance International,

N.V. Asimismo, ENDESA espera seguir financiándose en los

mercados de capitales mediante la emisión de instrumentos

a corto plazo.


En los ejercicios 2013 y 2012, los flujos netos de efectivo de ENDESA, clasificados por actividades de explotación, inversión y

financiación, han sido los siguientes:

Millones de Euros

Flujos Netos de Efectivo




Efectivo y otros Medios Líquidos Iniciales 574 1.412 1.986 907 1.881 2.788

Flujos Netos de Efectivo procedentes de las Actividades de Explotación

2.262 2.289 4.551 3.114 2.133 5.247

Flujos Netos de Efectivo procedentes de las Actividades de Inversión

489 (2.113) (1.624) (397) (1.565) (1.962)

Flujos Netos de Efectivo procedentes de las Actividades de Financiación

(1.289) 1.016 (273) (3.050) (1.080) (4.130)

FLUJOS NETOS TOTALES DE EFECTIVO 1.462 1.192 2.654 (333) (512) (845)

Variación de Efectivo y otros Medios Líquidos 1.462 887 2.349 (333) (469) (802)

Efectivo y otros Medios Líquidos Finales 2.036 2.299 4.335 574 1.412 1.986

3.5. Obligaciones Contractuales y Operaciones fuera de Balance

La información relativa a compromisos futuros de compra se

incluye en las Notas 5, 7, 10, 11 y 38 de la Memoria de las

Cuentas Anuales Consolidadas.

Millones de Euros

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012

Inmovilizado Material 762 827

Inmovilizado Intangible: 74 123

CO2, CERs y ERUs 59 122

Otro Inmovilizado Intangible 15 1

Inversiones Financieras (*) (*)

Compras de Materias Energéticas 25.532 30.937

Compra de Electricidad 28.291 38.434

Total 54.659 70.321

(*) ENDESA no tiene suscritos acuerdos que incluyen compromisos de realizar inversiones de carácter financiero por importe significativo, salvo la obligación de financiar el déficit de ingresos de las actividades reguladas y el Bono Social en España (véase Nota 4.1. de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas).

ENDESA no posee Entidades de Propósito Especial, enten-

diendo como tales aquellas entidades en las que, aun sin po-

seer una participación de control, se ejerce un control efectivo

sobre las mismas, entendiendo como tal el hecho de obtener

sustancialmente la mayoría de los beneficios producidos por

la entidad y retener la mayoría de los riesgos de la misma,

aunque no se posea una participación en dicha entidad.


4. Acontecimientos Posteriores al Cierre

5. Evolución Previsible

5.1. Estrategia


El entorno en España y Portugal se encuentra influenciado

por el debilitamiento de la demanda eléctrica, motivado por

el estancamiento de la economía española, así como por las

medidas regulatorias establecidas con el fin de paliar el dé-

ficit tarifario. Con ello el Plan Estratégico para el Negocio en

España y Portugal se orientará a afrontar la rigurosa regula-

ción centrándose en la rentabilidad a través de la reducción

del gasto así como del redimensionamiento de las inversiones

acorde al nuevo entorno.

Estas prioridades estratégicas se articularán a través de las si-

guientes actuaciones prioritarias:

• Actividades de generación y comercialización: optimiza-

ción de las inversiones y focalización en las actividades

de suministro de energía al objeto de preservar márge-

nes.

• Actividades de distribución: alcanzar la excelencia opera-

tiva reduciendo los gastos de operación y mantenimien-

to; desarrollo de nuevos proyectos y servicios de valor

añadido, tales como la implantación de contadores di-

gitales.

• Gestión activa de la regulación.


ENDESA se beneficiará del favorable entorno macroeconómico

en la región así como de marcos regulatorios estables y atrac-

tivos tanto en generación como en distribución, mejorando su

desempeño operativo. Teniendo en cuenta este contexto, el

Plan Estratégico para el Negocio en Latinoamérica centrará su

objetivo en consolidar la posición de liderazgo de la compañía

a través de la captura de oportunidades de crecimiento.

Estas prioridades estratégicas se articularán a través de las si-

guientes actuaciones:

• Actividades de generación y suministro: aumento de la ca-

pacidad instalada que permita a la compañía capturar el

crecimiento de la región, incremento de la eficiencia de las

plantas existentes y lanzamiento de nuevos negocios tales

como el suministro de gas.

• Actividades de distribución: captura del crecimiento a través

de nuevas conexiones de clientes, desarrollo de nuevos pro-

yectos tecnológicos tales como la implantación de contadores

digitales y programas de reducción de pérdidas de energía.

• Gestión activa de la regulación con foco especial en la ges-

tión activa de los procesos de revisión tarifaria de las em-

presas distribuidoras.

El Plan Estratégico previsto dará respuesta a los distintos

niveles previsibles de comportamiento del entorno, con

una posición prudente y realista ante la crisis económica,

ajustada a la evolución de la demanda y a las condiciones

de mercado.

Los acontecimientos posteriores al cierre del ejercicio se des-

criben en la Nota 41 de la Memoria de las Cuentas Anuales

Consolidadas.


5.2. Evolución Previsible

La evolución del negocio de ENDESA en los próximos años se

basará en la sólida posición que posee en los mercados en los

que está presente.

En los últimos años ENDESA ha realizado una importante ges-

tión de su cartera de activos que, manteniendo la posición de

liderazgo en la mayor parte de los países en los que opera, le

ha permitido alcanzar una sólida posición financiera y de li-

quidez pese a las dificultades macroeconómicas y financieras

del entorno y de los mercados.

Teniendo en cuenta la incertidumbre general por la crisis eco-

nómica mundial, conviene mencionar que existen diferencias

importantes en las situaciones macroeconómicas particulares

de los mercados en los que ENDESA está presente.

Por un lado, en España, si bien en la última parte del año 2013

parece que se ha iniciado la mejora de algunos indicadores

económicos y que las previsiones de mercado sobre el Pro-

ducto Interior Bruto (PIB) en el año 2014 apuntan a un com-

portamiento positivo, el panorama económico a corto plazo

se presenta complicado, con unas políticas condicionadas por

cumplir los compromisos de déficit público, lo que hace pre-

ver una senda de recuperación lenta.

Asimismo, durante el año 2013 se han aprobado diferentes

paquetes de medidas de reforma en el sector energético

con la finalidad de poner fin definitivamente a los desequi-

librios que persisten en el Sistema Eléctrico. Los principales

cambios regulatorios se articulan en las medidas estable-

cidas en los Reales Decreto Ley 2/2013, de 1 de febrero,

y 9/2013, de 12 de julio, por los que se adoptan medidas

urgentes para garantizar la estabilidad financiera del Sis-

tema Eléctrico, en la nueva Ley del Sector Eléctrico y en un

conjunto de disposiciones de desarrollo. Estas medidas re-

gulatorias, adicionales a las adoptadas en 2012, impactan

negativamente en los márgenes del negocio regulado y li-

beralizado de ENDESA.

Por otro lado, el entorno de mercado y la situación en Lati-

noamérica es diferente. En los países latinoamericanos en

los que opera ENDESA, las perspectivas de crecimiento del

Producto Interior Bruto (PIB) parecen favorables de acuerdo

a diferentes estimaciones, si bien dichos países están suje-

tos a entornos volátiles con monedas expuestas a diferentes

tensiones macroeconómicas. Además, la mayoría de dichos

países poseen calificaciones crediticias «investment grade» y

tienen un nivel de riesgo inferior a la media de la región. Los

marcos regulatorios, en general, son estables y predecibles,

y favorecen el desarrollo de las actividades que ENDESA des-

empeña.

Los planes de ENDESA para los próximos años prevén efec-

tuar las inversiones necesarias para mantener la posición de

negocio, realizando, a su vez, un esfuerzo inversor en Lati-

noamérica, donde el crecimiento esperado y la estabilidad re-

gulatoria en la mayor parte de los países en los que ENDESA

opera permiten realizar inversiones con una rentabilidad ade-

cuada y un riesgo limitado.

En el ámbito de Latinoamérica, la única excepción a lo men-

cionado en los párrafos anteriores es el caso de Argentina,

donde tanto la situación económica general del país, como,

en concreto, la situación regulatoria del negocio eléctrico,

no permiten obtener la rentabilidad adecuada a las inversio-

nes realizadas, lo que ha llevado a que las empresas de EN-

DESA en ese país se encuentren en una situación financiera

muy delicada, lo que genera una importante incertidumbre

sobre la evolución futura de estas sociedades. De cualquier

forma, este riesgo es limitado ya que, a 31 de diciembre de

2013, el valor neto en las Cuentas Consolidadas de ENDESA

de los activos y pasivos en Argentina, descontada la parte

que corresponde a los accionistas minoritarios, tan sólo as-

ciende a 124 millones de euros.

Por otra parte, ENDESA seguirá haciendo un esfuerzo cons-

tante en su compromiso por alcanzar la excelencia en sus

procesos y operaciones profundizando en las sinergias que

proporciona su integración en el Grupo Enel.


6. Principales Riesgos e Incertidumbres asociados a la Actividad de ENDESA

La actividad de ENDESA se lleva a cabo en un entorno en el

que existen factores exógenos que pueden influir en la evo-

lución de sus operaciones y de sus resultados económicos.

Los principales riesgos que pueden afectar las operaciones de

ENDESA son los siguientes:

6.1. Riesgos relacionados con la Actividad y Sector

Las actividades de ENDESA están sujetas a un

amplio conjunto de normas gubernamentales y los

cambios que se introduzcan en ellas podrían afectar

negativamente a las actividades, situación económica y

resultado de las operaciones

Las actividades de ENDESA están sujetas a un amplio conjun-

to de normas gubernamentales y los cambios que se intro-

duzcan en ellas podrían afectar negativamente a las activida-

des, situación económica y resultado de las operaciones.

Las filiales operativas de ENDESA están sujetas a una amplia

normativa sobre las tarifas y otros aspectos de sus actividades

en España y en cada uno de los países en los que actúan. Si

bien ENDESA cumple sustancialmente con todas las leyes y

normas vigentes, ENDESA está sujeto a un complejo entra-

mado de leyes y normas que tanto los organismos públicos

como privados tratarán de aplicar. La introducción de nuevas

leyes o normas o modificaciones a las leyes o normas vigen-

tes podrían afectar negativamente a las actividades, situación

económica y resultados de las operaciones.

Estas nuevas leyes o normas en ocasiones modifican aspectos

de la regulación que pueden afectar a derechos existentes, lo

que, en su caso, podría tener efectos adversos sobre las cuen-

tas futuras de ENDESA.

La información relativa a la regulación sectorial y funciona-

miento del Sistema Eléctrico se expone en la Nota 4 de la Me-

moria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Las actividades de ENDESA están sujetas a una

amplia reglamentación medioambiental y las

modificaciones que se introduzcan en ella podrían

afectar negativamente a las actividades, a la situación

económica y al resultado de las operaciones

ENDESA y sus filiales operativas están sujetas a la normativa

medioambiental, que, entre otras cosas, exige la realización

de estudios de impacto medioambiental para los proyectos

futuros, la obtención de licencias, permisos y otras autoriza-

ciones preceptivas y el cumplimiento de todos los requisitos

previstos en tales licencias, permisos y normas. Al igual que

ocurre con cualquier empresa regulada, ENDESA no puede

garantizar que:

• Las autoridades públicas vayan a aprobar tales estudios de

impacto medioambiental;

• La oposición pública no derive en retrasos o modificaciones

de cualquier Proyecto propuesto;

• Las leyes o normas no se modificarán ni interpretarán de

forma tal que aumenten los gastos de cumplimiento o se

vean afectadas las operaciones, plantas o planes para las

empresas en las que ENDESA ha intervenido.

En los últimos años se han endurecido determinados re-

quisitos legales sobre medio ambiente en los mercados

en los que ENDESA opera. Aunque ENDESA ha realizado

las inversiones oportunas para observar tales requisitos,

su aplicación y evolución futura podrían afectar negati-

vamente a las actividades, situación económica y resulta-

do de las operaciones. Los resultados de las operaciones

también podrían quedar afectados bien por el precio de

los derechos de emisión bien por la insuficiencia de éstos

en el mercado.


Una cantidad considerable de la energía que ENDESA

produce en determinados mercados está sujeta

a fuerzas de mercado que pueden afectar al precio

y a la cantidad de energía que ENDESA vende

ENDESA está expuesta a los riesgos de precio de mercado

y de disponibilidad para la compra del combustible (inclui-

dos fuel-gas, carbón y gas natural) empleado para generar

electricidad y la venta de una parte de la electricidad que

genera. ENDESA ha suscrito contratos de suministro a largo

plazo al objeto de garantizar un suministro seguro de com-

bustible para las actividades de generación de energía en

España. ENDESA tiene firmados ciertos contratos de sumi-

nistro de gas natural que incluyen cláusulas «take or pay».

Estos contratos se han establecido considerando unas hi-

pótesis razonables de las necesidades futuras. Desviaciones

muy significativas de las hipótesis contempladas podrían lle-

gar a suponer el tener que realizar compras de combustibles

superiores a las necesarias.

La exposición a estos riesgos se gestiona en el largo plazo me-

diante la diversificación de contratos, la gestión de la cartera

de aprovisionamientos mediante la referencia a índices que

representan una evolución similar o comparable a la de los

precios finales de electricidad (generación) o de venta (co-

mercialización), y a través de cláusulas contractuales de re-

negociación periódica, que tienen como objeto mantener el

equilibrio económico de los aprovisionamientos. En el corto

y medio plazo, las fluctuaciones de los precios de aprovisio-

namientos se gestionan mediante operaciones de cobertura

específicas, generalmente por medio de derivados. A pesar

de que ENDESA realiza una gestión activa de estos riesgos,

no se puede garantizar que tal gestión eliminará todos los

riesgos de precio de mercado relativos a las necesidades de

combustible.

La actividad de ENDESA puede resultar afectada

por las condiciones hidrológicas y climáticas

Las operaciones de ENDESA incluyen la generación hidroeléc-

trica y, por tanto, depende de las condiciones hidrológicas

que existan en cada momento en las amplias zonas geográfi-

cas donde se ubican las instalaciones de ENDESA de genera-

ción hidroeléctrica. Si las condiciones hidrológicas producen

sequías u otras condiciones que influyan negativamente en la

actividad de generación hidroeléctrica, los resultados podrían

verse adversamente afectados. A su vez, el negocio eléctrico

se ve afectado por las condiciones atmosféricas tales como

las temperaturas medias que condicionan el consumo. De-

pendiendo de cuáles sean las condiciones climáticas se pue-

den producir diferencias en el margen que se obtiene por el

negocio.

La construcción de nuevas instalaciones puede verse

negativamente afectada por factores generalmente

asociados con este tipo de proyectos

La construcción de instalaciones de generación, transporte y

distribución de energía puede exigir mucho tiempo y ser bas-

tante complicada.

Ello supone que dichas inversiones tienen que planificarse

con mucha antelación respecto de la fecha prevista de puesta

en funcionamiento, por lo que posibles cambios en las condi-

ciones de mercado pueden suponer la necesidad de adaptar

estas decisiones a esas nuevas condiciones lo que puede im-

plicar, a su vez, costes adicionales no planificados.

Por otra parte, en relación con el desarrollo de dichas ins-

talaciones, generalmente ENDESA debe obtener permi-

sos y autorizaciones de los Gobiernos, adquirir terrenos o

firmar contratos de arrendamiento, suscribir contratos de

abastecimiento de equipos y construcción, de explotación

y mantenimiento, de suministro de combustible y de trans-

porte, acuerdos de consumo y financiación suficiente de

patrimonio y deuda. Entre los factores que pueden influir

en la capacidad para construir nuevas instalaciones cabe

citar, entre otros:

• Demoras en la obtención de aprobaciones normativas, in-

cluidos los permisos medioambientales.

• Reducciones o variaciones en el precio de los equipos, ma-

teriales o mano de obra.

• Oposición de Grupos políticos o étnicos.

• Cambios adversos en el entorno político y normativo en los

países donde opera.


• Condiciones meteorológicas adversas que pueden retrasar

la finalización de plantas o subestaciones de energía, o ca-

tástrofes naturales, accidentes y demás sucesos imprevistos.

• Cumplimiento adecuado por los proveedores de los contra-

tos firmados.

• La incapacidad para obtener financiación a los tipos que

son satisfactorios para ENDESA.

Cualquiera de estos factores puede provocar demoras en

la finalización o inicio de las operaciones de los proyectos

de construcción y puede incrementar el coste de los pro-

yectos previstos. Si ENDESA no es capaz de completar los

proyectos previstos, los costes derivados de los mismos po-

drían no ser recuperables.

ENDESA podría incurrir en responsabilidad

medioambiental, penal o de otro tipo en relación con

sus operaciones

ENDESA se enfrenta a riesgos medioambientales inheren-

tes a las operaciones incluidos los derivados de la gestión

de residuos, vertidos y emisiones de las unidades de pro-

ducción eléctrica, particularmente las centrales nucleares.

Así pues, ENDESA puede ser objeto de reclamaciones por

daños medioambientales o de otro tipo en relación con las

instalaciones de generación, transmisión y distribución de

energía, así como con las actividades de extracción de car-

bón.

Asimismo, ENDESA está sujeta a riesgos derivados de la ex-

plotación de centrales nucleares y del almacenamiento y ma-

nipulación de materiales de escaso nivel de radioactividad. La

legislación y los reglamentos españoles limitan la responsa-

bilidad de los operadores de centrales nucleares en caso de

accidente. Dichos límites son coherentes con los tratados in-

ternacionales ratificados por España. La legislación española

dispone que el operador de las instalaciones nucleares sea

responsable por un máximo de 700 millones de euros como

resultado de las reclamaciones relativas a un único accidente

nuclear. La posible responsabilidad de ENDESA en relación

con su participación en centrales nucleares queda totalmente

cubierta por el seguro de responsabilidad de hasta 700 millo-

nes de euros. Además, las centrales nucleares disponen de un

seguro de daños propios incluyendo los producidos a las exis-

tencias de combustible, así como los originados por avería de

maquinaria con un límite de cobertura de 1.000 millones de

euros para cada central.

La posible responsabilidad de ENDESA en relación con la

contaminación u otros daños a terceros o sus bienes se ha

asegurado similarmente en hasta 200 millones de euros. No

obstante lo anterior, con fecha 28 de mayo de 2011 se publi-

có la Ley 12/2011, de 27 de mayo, sobre responsabilidad civil

por daños nucleares o producidos por materiales radiactivos

que eleva la responsabilidad del operador a 1.200 millones

de euros permitiendo al operador garantizar tal responsabi-

lidad por varios medios. Esta norma entrará en vigor cuan-

do, a su vez, lo estén el Protocolo de 12 de febrero de 2004

por el que se modifica el Convenio de responsabilidad Civil

por daños Nucleares (Convenio de París) y el Protocolo de 12

de febrero de 2004, por el que se modifica el Convenio com-

plementario del anterior (Convenio de Bruselas). Si ENDESA

fuera demandada por daños al medio ambiente o de otro

tipo en relación con sus operaciones (salvo las centrales nu-

cleares) por sumas superiores a la cobertura de su seguro, su

actividad, situación financiera o el resultado de las operacio-

nes podrían resultar adversamente afectados.

Adicionalmente, tras la entrada en vigor de Ley Orgánica

5/2010, de 22 de junio, por la que se modifica la Ley Orgánica

10/1995, de 23 de noviembre, del Código Penal, las personas

jurídicas pasan a ser penalmente responsables de determina-

dos delitos cometidos por sus administradores, directivos o

empleados en el ejercicio de sus cargos respectivos. En este

sentido, ENDESA se ha dotado de un sistema de control desti-

nado a prevenir la comisión de delitos en el seno de la empre-

sa o mitigar sus consecuencias.

La liberalización del sector eléctrico en la Unión Europea

podría provocar una mayor competencia y un descenso

de los precios

La liberalización del sector de la electricidad en la Unión Eu-

ropea ha provocado una mayor competencia como resultado

de la consolidación y la entrada de nuevos participantes en

los mercados comunitarios de la electricidad, incluido el espa-

ñol. La liberalización del sector de la electricidad en la Unión

Europea ha provocado asimismo una reducción en el precio


de la electricidad en algunos segmentos del mercado como

resultado de la entrada de nuevos competidores y provee-

dores extranjeros de energía, así como el establecimiento de

bolsas europeas de electricidad, que desencadenó una mayor

liquidez en los mercados de la electricidad. Esta liberalización

del mercado eléctrico conlleva que diversas áreas de negocio

de ENDESA se desarrollen en un entorno incrementalmente

competitivo. Si ENDESA no pudiese adaptarse y gestionar

adecuadamente este mercado competitivo, su actividad, si-

tuación financiera o el resultado de las operaciones podrían

resultar adversamente afectados.

6.2. Riesgos relacionados con los Países en los que ENDESA opera

Las sociedades de ENDESA están expuestas a una serie

de riesgos tanto económicos como políticos

Las operaciones de ENDESA se ven expuestas a diversos ries-

gos inherentes a la inversión y realización de trabajos en los

distintos países en que ENDESA opera, incluidos los riesgos

relacionados con los siguientes aspectos:

• Cambios en las normativas y políticas administrativas de los

gobiernos.

• Imposición de restricciones monetarias y otras restricciones

al movimiento de capitales.

• Cambios en el entorno mercantil o político.

• Crisis económicas, inestabilidad política y disturbios socia-

les que afecten a las operaciones.

• Expropiación pública de activos.

• Fluctuaciones de los tipos de interés y de los tipos de cam-

bio de divisas.

Además, los ingresos derivados de las filiales, su valor de mer-

cado y los dividendos recaudados de tales filiales están ex-

puestos a los riesgos propios de los países en que operan, que

pueden afectar negativamente a la demanda, el consumo y

los tipos de cambio de divisas.

ENDESA no puede predecir la forma en que afectaría cual-

quier empeoramiento futuro de la situación política o econó-

mica de los países en los que opera, o cualquier otro cambio

en la legislación o normativa en dichos países, incluida toda

modificación de la legislación vigente o de cualquier otro

marco regulador, a sus filiales o sus actividades, situación eco-

nómica o resultados de sus operaciones.

6.3. Riesgos Operacionales

La actividad de ENDESA se puede ver afectada por fallos

humanos o tecnológicos

Durante la operación de todas las actividades de ENDESA se

pueden producir pérdidas directas o indirectas ocasionadas

por procesos internos inadecuados, fallos tecnológicos, erro-

res humanos o como consecuencia de ciertos sucesos exter-

nos. El control y gestión de estos riesgos, y especialmente de

aquellos que afectan a las operaciones de las instalaciones de

generación y distribución, están basados en una adecuada

formación y capacitación del personal y en la existencia de

procedimientos de operaciones, planes de mantenimiento

preventivo y programas específicos, soportados por sistemas

de gestión de la calidad, que permiten minimizar la posibili-

dad de ocurrencia y el impacto de los mismos.

ENDESA tiene suscritas pólizas de seguros cuya cobertura mi-

tigaría, en su caso, el impacto económico negativo que pu-

diese tener sobre ENDESA la materialización de este tipo de

riesgos.

Este tipo de riesgos puede afectar a la fiabilidad de la informa-

ción financiera preparada por ENDESA. Con el fin de controlar

adecuadamente estos riesgos, ENDESA tiene implantado un

Sistema de Control Interno de la Información Financiera (SCI-

IF).

Como Anexo I de este Informe de Gestión Consolidado se ad-

junta el Informe Anual de Gobierno Corporativo, que incluye

un informe sobre el Sistema de Control Interno de la Infor-

mación financiera (SCIIF) de ENDESA elaborado siguiendo

la Circular de la Comisión Nacional del Mercado de Valores

(CNMV), sobre el cual los Auditores de Cuentas de ENDESA

han emitido un informe de revisión de acuerdo con la guía de

actuación profesional establecida por las corporaciones.


6.4. Riesgos Financieros

Los resultados económicos de ENDESA pueden verse

afectados por determinados riesgos de mercado

ENDESA está expuesta a distintos tipos de riesgos de mer-

cado en el desarrollo habitual de su actividad, incluido el

impacto de los cambios en los tipos de interés, el precio de

«commodities» y las fluctuaciones del tipo de cambio de las

divisas extranjeras, por lo que realiza una gestión activa de

estos riesgos para evitar que tengan un impacto significativo

en los resultados.

Riesgo de tipo de interés

Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razo-

nable de aquellos activos y pasivos que devengan un tipo de

interés fijo así como los flujos futuros de los activos y pasivos

referenciados a un tipo de interés variable.

El objetivo de la gestión del riesgo de tipo de interés es al-

canzar un equilibrio en la estructura de la deuda que permita

minimizar el coste de la deuda en el horizonte plurianual con

una volatilidad reducida en la cuenta de resultados.

Dependiendo de las estimaciones de ENDESA y de los obje-

tivos de la estructura de la deuda, se realizan operaciones de

cobertura mediante la contratación de derivados que miti-

guen estos riesgos.

La exposición a las fluctuaciones de los tipos de interés se con-

trola mediante el seguimiento de límites de riesgo que refle-

jan la predisposición al riesgo y la estructura de la deuda de-

finidas por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

En la Nota 19.1 de la Memoria de las Cuentas Anuales Conso-

lidadas se exponen los activos y pasivos financieros clasifica-

dos por su tipo de interés.

Riesgo de tipo de cambio

Los riesgos de tipo de cambio se corresponden, fundamental-

mente, con las siguientes transacciones:

• Deuda denominada en moneda extranjera contratada por

sociedades de ENDESA y asociadas.

• Pagos a realizar en mercados internacionales por adquisi-

ción de materias energéticas.

• Ingresos y gastos de las filiales latinoamericanas en la mo-

neda funcional de cada sociedad, y, en determinados casos,

referenciados a la evolución del dólar estadounidense.

Adicionalmente, los activos netos provenientes de las inversio-

nes netas realizadas en sociedades extranjeras cuya moneda

funcional es distinta del euro están sujetos al riesgo de fluc-

tuación del tipo de cambio en la conversión de los estados fi-

nancieros de dichas sociedades en el proceso de consolidación.

Con el objetivo de mitigar el riesgo de tipo de cambio, ENDE-

SA contrata derivados y deuda en dólares estadounidenses

destinados a cubrir ingresos referenciados al dólar estadou-

nidense. Adicionalmente, ENDESA también trata de que se

produzca un equilibrio entre los cobros y pagos de efectivo

de sus activos y pasivos denominados en moneda extranjera.

Sin embargo, las estrategias de gestión del riesgo pueden no

ser plenamente eficaces a la hora de limitar la exposición a

cambios en los tipos de interés y los tipos de cambio de divisas

extranjeras, lo que podría afectar adversamente a la situación

financiera y a los resultados.

La exposición a las fluctuaciones de los tipos de cambio se

controla mediante el seguimiento de límites de riesgo que re-

flejan la predisposición al riesgo y la estructura de la deuda de-

finidas por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

En la Nota 19.2 de la Memoria de las Cuentas Anuales Conso-

lidadas se exponen los activos y pasivos financieros clasifica-

dos por su tipo de cambio.

Riesgo de precio de instrumentos financieros

ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de precio por sus

inversiones en instrumentos financieros, fundamentalmen-

te por las variaciones de tipos de interés y tipos de cambio y

las variaciones en las cotizaciones de algunos instrumentos

financieros en los mercados.

Este riesgo se gestiona mediante la identificación de inver-

siones que permitan optimizar la rentabilidad por el pago de

intereses o dividendos y en la diferencia de precios de venta

y compra.


La exposición a las fluctuaciones de precio de instrumentos

financieros se controla mediante el seguimiento de límites de

riesgo definidos por los Comités de Riesgos de Iberia y Lati-

noamérica, establecidos sobre una variación máxima del va-

lor de mercado de estos instrumentos.

La información relativa a la medición del riesgo se expone en la

Nota 19.7 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Riesgo de precio de «commodities»

ENDESA se encuentra expuesta al riesgo de la variación del

precio de «commodities» energéticas, incluidos los derechos de

emisión de CO2, Certified Emissions Reductions (CERs) y Emission

Reductions Unit (ERUs), fundamentalmente a través de:

• Compras de materias primas energéticas en el proceso de

generación de energía eléctrica.

• Las operaciones de compra-venta de energía que se reali-

zan en mercados nacionales e internacionales.

Este riesgo se gestiona en el largo plazo mediante la diver-

sificación de contratos, la gestión de la cartera de aprovisio-

namientos mediante la referencia a índices que representan

una evolución similar o comparable a la de los precios finales

de electricidad (generación) o de venta (comercialización), y a

través de cláusulas contractuales de renegociación periódica

que tienen como objetivo mantener el equilibrio económi-

co de los aprovisionamientos. En el corto y medio plazo las

fluctuaciones de los precios de las diferentes «commodities»

se gestionan mediante operaciones de cobertura específicas,

generalmente por medio de derivados.

La exposición a las fluctuaciones de los precios de las «com-

modities» se controla mediante el seguimiento de límites de

riesgo que reflejan la predisposición al riesgo definida por los

Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica. Estos límites es-

tán basados en los resultados esperados con un intervalo de

confianza al 95%.

Adicionalmente, se realizan análisis particulares, desde la

perspectiva de riesgos, del impacto de determinadas opera-

ciones consideradas como relevantes en el perfil de riesgos de

ENDESA y en el cumplimiento de los límites fijados.

La información relativa a la medición del riesgo se expone

en la Nota 19.3 de la Memoria de las Cuentas Anuales Con-

solidadas.

Riesgo de crédito

Dada la coyuntura económica actual ENDESA viene realizan-

do un seguimiento muy pormenorizado del riesgo de crédito.

En lo referente al riesgo de crédito correspondiente a las cuen-

tas a cobrar por su actividad comercial, este riesgo es histórica-

mente muy limitado dado el corto plazo de cobro a los clientes

que no acumulan individualmente importes muy significativos

antes de que pueda producirse la suspensión del suministro

por impago, de acuerdo con la regulación correspondiente.

Con la actual coyuntura económica y financiera, ENDESA

toma una serie de precauciones adicionales que incluyen, en-

tre otras:

• Análisis del riesgo, evaluación y monitorización de la cali-

dad crediticia de las contrapartes.

• Solicitud de garantías en los casos que así lo requieran.

• Petición de avales en contrataciones de nuevos clientes.

• Seguimiento exhaustivo de los saldos a cobrar de clientes.

Respecto del riesgo de crédito de los activos de carácter fi-

nanciero, las políticas de gestión de riesgo que sigue ENDESA

son las siguientes:

• Las colocaciones de tesorería se realizan con entidades de

primer nivel en los mercados en que se opera.

• La contratación de derivados, así como el riesgo de crédito

de operaciones de carácter financiero asociado a las «com-

modities» se realiza con entidades de elevada solvencia.

El control de riesgos de crédito de instrumentos financieros

se realiza mediante el seguimiento de límites de riesgo defi-

nidos por los Comités de Riesgos de Iberia y Latinoamérica,

que se establecen en términos de calidad crediticia y de expo-

sición máxima de las contrapartes.


A pesar de que las medidas tomadas por ENDESA reducen de

forma considerable la exposición al riesgo de crédito, el en-

torno económico existente no permite garantizar que ENDE-

SA no pudiera incurrir en pérdidas como consecuencia del im-

pago de importes a cobrar de carácter comercial o financiero.

La información relativa al riesgo de crédito se expone en la

Nota 19.5 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Riesgo de liquidez

ENDESA mantiene una política de liquidez consistente en la

contratación de facilidades crediticias comprometidas tanto

con entidades bancarias como con sociedades del Grupo Enel

e inversiones financieras por importe suficiente para soportar

las necesidades previstas por un periodo que esté en función

de la situación y expectativas de los mercados de deuda y de

capitales.

La exposición al riesgo de liquidez se controla mediante el se-

guimiento de límites de riesgo definidos por los Comités de

Riesgos de Iberia y Latinoamérica.

Sin embargo, no es posible asegurar que una situación pro-

longada de crisis de liquidez en los mercados, que impidiese

el acceso de los emisores a los mercados de capitales, no pu-

diera tener en el futuro una incidencia negativa en la situa-

ción de liquidez de ENDESA.

La información relativa al riesgo de liquidez se expone en la

Nota 19.4 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolida-

das.

Concentración de clientes

ENDESA está expuesta al riesgo de concentración de clientes

en el desarrollo de su actividad comercial.

Este riesgo se gestiona y minimiza mediante una estrategia

de negocio que cuenta con varios criterios de diversificación:

geográfica (actividad comercial en diferentes países y territo-

rios), tipología de clientes (grandes clientes industriales, em-

presas de tamaño medio y clientes de tipo residencial, tanto

clientes privados como administraciones públicas), actividad

económica de los clientes (actividad comercial con clientes

que actúan en diferentes sectores) y tipología de productos

comercializados (electricidad, gas natural y diferentes servi-

cios de valor añadido).

Esta estrategia permite asegurar que las ventas a un cliente

específico no representen un porcentaje significativo de los

resultados económicos de ENDESA.

Este riesgo se controla mediante la monitorización periódica

de las cuentas por cobrar de los clientes (deuda vencida y no

vencida), tanto a nivel de cliente individual como por Grupo

de entidades bajo un control común.

La información relativa al riesgo de concentración de clien-

tes se expone en la Nota 19.6 de la Memoria de las Cuentas

Anuales Consolidadas.

6.5. Otros Riesgos

ENDESA es parte en procedimientos judiciales

y arbitrajes que podrían afectar a ENDESA

ENDESA es parte en diversos procedimientos legales rela-

cionados con su negocio, incluyendo contenciosos de natu-

raleza tributaria y regulatoria. También está siendo o puede

ser objeto de inspecciones y comprobaciones de carácter tri-

butario. En general, ENDESA está expuesto a reclamaciones

de terceros en todos los órdenes jurisdiccionales (penal, civil,

mercantil, social y contencioso-administrativo) y en arbitrajes

nacionales e internacionales.

Si bien ENDESA estima que se han dotado las provisiones

adecuadas a la vista de las contingencias legales a 31 de di-

ciembre de 2013, no se puede asegurar que ENDESA tendrá

éxito en todos los procedimientos ni que una decisión adver-

sa no pueda afectar significativa y desfavorablemente a su ac-

tividad, situación financiera o al resultado de sus operaciones.

Tampoco puede asegurase que no puedan plantearse por

terceros nuevas reclamaciones que tengan un efecto signifi-

cativo adverso.

La información relativa a litigios y arbitrajes se expone en

la Nota 17.3 de la Memoria de las Cuentas Anuales Conso-

lidadas.


7. Política de Gestión de Riesgos e Instrumentos Financieros Derivados

8. Tecnología, Innovación y Protección del Medio Ambiente

La información relativa a la política de gestión de riesgos e

instrumentos financieros derivados se incluye en las Notas 19

y 20 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

8.1. Actividades de I+D+i

ENDESA tiene un modelo de innovación abierto y estructura-

do, en el que se incorporan las aportaciones de actores inter-

nos y externos, fomentando el desarrollo de un tejido indus-

trial de carácter internacional basado en el conocimiento, a

través del cual fomentar un nuevo modelo energético basado

en el Ciudadano, en línea con las directrices europeas.

Durante el ejercicio 2013 se solicitaron cuatro nuevas proteccio-

nes de propiedad industrial de soluciones tecnológicas propias:

• Sistema distribuido de optimización y gestión energética

en edificios.

• Sistema de control del proceso de carga/descarga de vehí-

culos eléctricos, y procedimiento de carga mediante dicho

sistema.

• Poste de distribución de energía eléctrica con sistema de

puesta a tierra incorporado.

• Dispositivo para la identificación no invasiva de conexiones de

clientes en la red de distribución, sin necesidad de corte (LOF).

La inversión directa de ENDESA en actividades de I+D+i en

2013 y 2012 fue como sigue:

Millones de Euros

Inversión Directa I+D+i 2013 2012 % Var.

Negocio en España y Portugal 23 75 (69,3)

Negocio en Latinoamérica 17 9 88,9

Total 40 84 (52,4)

Proyectos ejecutados (Nº) 220 90 144,4

Patentes de soluciones tecnológicas propias solicitadas (Nº)

4 5 —

Además de las cifras señaladas, se movilizaron otras inversio-

nes procedentes de los socios tecnológicos en los proyectos y

consorcios de I+D+i liderados por ENDESA.

A lo largo del año, ENDESA reforzó la coordinación con Enel

de todas sus actividades de investigación, desarrollo tecno-

lógico e innovación, en las áreas de interés común y en los

mercados en los que ambas operan a través del Programa de

«Recerca Strategica», compuesto por ocho programas de in-

vestigación en tecnologías de relevancia:

1. Flexibilidad operativa de plantas.

2. Automatización y diagnóstico avanzado.

3. Almacenamiento energético y herramientas de gestión

para recursos variables.

4. Control de contaminantes y residuos.

5. Ciberseguridad y cero accidentes.

6. Nuevos usos de la electricidad.

7. Monitorización de nuevas tecnologías nucleares.

8. Energías renovables.

Las actuaciones de ENDESA en innovación se impulsan y coor-

dinan a través de la Dirección Corporativa de Innovación, en

estrecha coordinación con Enel y los equipos de innovación

de las líneas de negocio, bajo un modelo estructurado, con

criterios comunes de selección de proyectos, captura del co-

nocimiento tecnológico y puesta en valor, siempre conside-

rando las particularidades regulatorias y de negocio de cada

país.

Igualmente, se gestiona de forma centralizada la obtención y

optimización de las subvenciones, deducciones fiscales y ayu-

das financieras a estas actividades.


En cuanto a la gestión interna de la innovación, cabe destacar

la aplicación global de gestión de ideas de empleados llamada

«Eidos Market», constituyendo ésta una iniciativa pionera que

ha conseguido recoger unas 2.000 ideas de los empleados

desde su lanzamiento. La plataforma hace uso de las meto-

dologías más avanzadas, como son la filosofía de «Crowdsour-

cing» o las técnicas de «Mercados predictivos» en la captación

de ideas para maximizar el potencial innovador aprovechando

la inteligencia colectiva de la red social de trabajadores.

Durante 2013, cada empresa realizó diversos programas y

actividades internos y externos, orientadas a gestionar la in-

novación, consolidando una cultura creativa e innovadora en

la organización, por medio de campañas de comunicación,

difusión, formación y reconocimiento a empleados por su

contribución innovadora. Adicionalmente, se celebró simul-

táneamente en todas las empresa la Semana de Innovación

y Medio Ambiente.

Dentro de su modelo de innovación abierta, ENDESA ha to-

mado la decisión de acercarse a los emprendedores como

fuente de soluciones a los retos propuestos por sus negocios.

En 2013 se ha fallado la primera edición del concurso Enel

LAB, dotado con 15 millones de euros, cuyo objetivo es la pro-

moción de jóvenes empresas españolas e italianas que estén

desarrollando sus proyectos en el ámbito de las tecnologías

limpias. Como resultado de esta primera edición, ENDESA va

a mentorizar a «MIRUBEE», empresa española del sector de la

eficiencia energética.

Dentro de los numerosos proyectos realizados a lo largo del

2012 destacan los desarrollados dentro del ámbito de la mo-

vilidad eléctrica y las «Smartcities».

Movilidad Eléctrica

ENDESA sigue con su compromiso firme en el desarrollo de

tecnologías de movilidad eléctrica, y desempeña un rol activo

en este ámbito para posicionarse como el líder sectorial en

movilidad eléctrica a escala internacional.

En este contexto, los esfuerzos realizados han permitido desa-

rrollar tecnología y acuerdos materializados en resultados. Así,

en el año 2013, ENDESA ha instalado 253 puntos de recarga

para vehículos eléctricos en España y más de 58 en Latinoamé-

rica, donde destaca la puesta en servicio de los nuevos carga-

dores rápidos en estaciones de servicio capaces de limitar la po-

tencia en situaciones de alta demanda energética en la ciudad.

Esta actividad recurrente en el desarrollo tecnológico ha per-

mitido cerrar con éxito la primera fase de proyectos de recar-

ga rápida como el dispositivo telegestionado de control de

equipos de carga rápida «Crave», o el equipo de carga rápida

conductiva con almacenamiento «Surtidor», obteniendo pro-

ductos que están siendo instalados en los clientes en todas las

áreas de operación de la empresa.

Durante 2013 ha finalizado de manera exitosa el Proyecto

«Fasto» cuyo objetivo es la definición, desarrollo, producción

y validación a nivel pre-comercial de un catálogo de equipos

de carga rápida común, y que actualmente ya está en fase

de comercialización. La solución completa con los tres siste-

mas de carga rápida integrados se presentó en el congreso

EVS27 y busca cumplir los requisitos de todas las unidades de

negocio creando a la vez nuevas oportunidades comerciales

gracias a su integración dentro del sistema de gestión Electric

Mobility Management System (EMMS).

ENDESA ha creado e impulsado un consorcio de empresas

para el desarrollo de tecnología española para la carga por

inducción dinámica para autobuses, denominado «Victoria».

El consorcio fue aprobado dentro del plan de inversiones «In-

terconnecta» del Centro para el Desarrollo Tecnológico Indus-

trial (CDTI). Este Proyecto permitirá construir el primer carril

inductivo dinámico de España y tiene unos ambiciosos obje-

tivos tecnológicos y económicos para conseguir el desarrollo

de la movilidad eléctrica pública.

«Unplugged», Proyecto desarrollado dentro de un consorcio

internacional y cuyo objetivo es el desarrollo de una estación

de carga rápida por inducción, así como la investigación en el

uso de este sistema en entornos urbanos, con el objeto de ve-

rificar y comprobar las posibilidades de esta infraestructura.

Durante 2013 ENDESA ha avanzado en el diseño de la esta-

ción y comenzará con las pruebas en el año 2014.

Otra de las línea de actuación es el desarrollo de los sistemas

«Vehicle to Grid» (V2G) y, en concreto, durante 2013 se ha

completado con éxito el Proyecto «V2M», que ha permitido el

desarrollo tecnológico para la implementación de dicha tec-


nología en el Proyecto «Zem2all» (Zero Emissions Mobility to

All), donde se ha realizado el despliegue de una infraestructu-

ra de seis cargadores capaces de ofrecer servicios bidireccio-

nales a vehículos comerciales.

Otro grupo de acciones se orienta a la promoción de la mo-

vilidad eléctrica en entornos reales desarrollando proyectos a

escala de demostración. Y aquí cabe destacar las actividades

realizadas en los Proyectos «Green eMotion» del VII Programa

Marco y «Zem2all».

El Proyecto «Zem2all» es un Proyecto demostrativo de movili-

dad eléctrica, ha logrado el despliegue de 22 cargadores rá-

pidos, 6 cargadores V2G, el centro de control e información

y 160 coches eléctricos entre empresas y particulares, comen-

zando su fase de operación en abril de 2013 y que, hasta aho-

ra, ha obtenido un alto grado de satisfacción entre los parti-

cipantes.

El Proyecto «Green eMotion» ha permitido la implantación

durante el año del aparcamiento para la flota de vehículos

de ENDESA en Barcelona, incluyendo puntos de recarga de

tres tipos, vinculada, rápida y V2G, mientras que en Málaga

se ha desplegado la infraestructura para los casos de uso de

gestión de la demanda en aparcamientos.

En Latinoamérica, la empresa colombiana Codensa, S.A. E.S.P.

puso en servicio la primera estación de carga para taxis eléc-

tricos en Bogotá, que ofrecerá el servicio de recarga para los

50 vehículos aprobados por la municipalidad. Está prevista la

instalación de 55 cargadores distribuidos en cuatro diferentes

zonas de aparcamiento y se están fabricando estructuras de

protección antivandálicas y configurando el sistema de pago.

Igualmente en Colombia, se ha llegado a un acuerdo entre

Codensa, S.A.E.S.P., la Alcaldía de Bogotá y la Secretaría de

Movilidad y Ambiente para incorporar autobuses eléctricos

en troncales de Transmilenio antes del año 2015.

En Chile, Chilectra, S.A. desarrolló un Proyecto en el cual se

pondrá un servicio un autobús eléctrico en un recorrido de

transporte público, conectando las instalaciones de «SmartCi-

ty» de Santiago y la red del Metro. Esta experiencia pretende

demostrar la aplicabilidad de esta tecnología en el sistema de

trasporte público de las grandes urbes latinoamericanas.

Por su parte, en Argentina se puso en servicio la primera esta-

ción de carga para vehículos eléctricos disponible en el país.

Smartcities

ENDESA está desarrollando los conceptos de «Smart Grid»

en los programas de «SmartCity», que lidera con varios pro-

yectos. En España, se ha cumplido el quinto año de la pues-

ta en marcha de la «SmartCity» de Málaga y el tercero de la

«SmartCity» de Barcelona. En Latinoamérica han continuado

desarrollándose los Proyectos de Búzios (Brasil) y Santiago de

Chile, lanzados en 2012.

• Málaga «SmartCity»: Durante 2013 se ha dado por con-

cluida la primera parte del Proyecto, y se ha iniciado la

segunda, continuando con las acciones orientadas a la

integración de las «Smart Grids» y urbanismo sostenible

en un nuevo concepto de «Ciudad Inteligente». Se han

desarrollado e instalado diferentes tecnologías de última

generación en materia de producción y almacenamien-

to distribuidos de energía, infraestructuras de recarga

para la movilidad eléctrica y soluciones pioneras de efi-

ciencia energética en edificios, empresas y hogares, con

involucración activa de los consumidores finales. Esta

experiencia ha demostrado la viabilidad de este nuevo

modelo de gestión energética en las ciudades al conse-

guir un ahorro energético superior al 20%, una reduc-

ción del 20% en las emisiones de CO2 al año y un notable

aumento de energía procedente de fuentes renovables.

El Proyecto se ha ejecutado en una zona de la ciudad que

alberga 12.000 clientes domésticos, 300 industriales y

900 de servicios.

• «SmartCity» Barcelona: Continúa el desarrollo de un nuevo

modelo energético, desplegando y probando las tecnolo-

gías más avanzadas de telegestión de contadores, auto-

matización de la red, iluminación eficiente, integración de

renovables y movilidad eléctrica, en una serie de actuacio-

nes repartidas por toda la ciudad. Entre las acciones más

destacadas llevadas a cabo se encuentra la iniciativa «Futu-

re Grid for Electric Energy Distribution», para la implanta-

ción de dispositivos de monitorización y control en más de

1.400 Centros de Transformación, lo que repercute en una

mejor continuidad y calidad del suministro. Se ha continua-

do asimismo con el desarrollo de la Casa Solar, que alberga

el «Smart Grid Service Center», el centro operativo desde el

cual se monitorizan y gestionan los procesos puestos en

marcha en el marco de Smart City Barcelona y toda la infor-

mación asociada.


• Cidade Inteligente Búzios: Se trata del primer Proyecto

«SmartCity» llevado a cabo en Latinoamérica, concreta-

mente en la ciudad de Búzios del Estado de Río de Janei-

ro. Entre sus principales objetivos, están la integración de

tecnologías como el «Smart Metering», automatización de

red, movilidad eléctrica, iluminación pública inteligente y

generación distribuida a fin de evaluar su viabilidad eco-

nómica, técnica y social. Durante 2013 se ha instalado el

primer punto automatizado y se han realizado las pruebas

de comunicaciones para el despliegue.

• «SmartCity» Santiago: Desplegado en el distrito Ciudad Em-

presarial de Santiago de Chile a fin de probar la integración

de tecnologías como el «Smart Metering», automatización

red, vehículos eléctricos, iluminación pública y generación

distribuida evaluando los aspectos económicos, técnicos y

sociales de las mismas. Durante 2013 se han instalado los

elementos de iluminación eficiente, y se ha alcanzado la

cifra de 100 «Smart Meters» en operación desde la inaugu-

ración del Proyecto.

Plataformas Tecnológicas

ENDESA continúa colaborando en España con diversas pla-

taformas tecnológicas, entre las que destaca la Plataforma

Tecnológica de Eficiencia Energética, la Plataforma de Redes

Eléctricas del Futuro (FUTURED) donde es miembro del Grupo

Rector, y la Plataforma de Fisión Nuclear (CEIDEN), donde es

responsable de la Secretaría Técnica. Asimismo, presta cola-

boración en otras áreas como la Plataforma Tecnológica Espa-

ñola del CO2, la Plataforma Tecnológica Española del Hidró-

geno y de las Pilas de Combustible, la Plataforma Tecnológica

Española para la Seguridad Industrial (PLATI) y la Plataforma

Española de Biomasa (BIOPLAT).

Asimismo, ENDESA mantiene líneas activas de participación

en otras instituciones, entre las que destaca la presencia

como patrono fundador en las Fundaciones IREC (Institut de

la Recerca en Energia de Catalunya), la Corporación Tecnoló-

gica de Andalucía (CTA) y la Fundación Pro Rebus de la Real

Academia de Ingeniería de España.

En Latinoamérica, destaca la participación en Colciencias (Co-

lombia), así como el acuerdo de colaboración con el Centro

de Investigación sobre Sostenibilidad Energética (CISE) de la

Universidad Pontifica Católica de Chile.

Proyectos de Innovación

La coordinación de los diferentes equipos de trabajo de EN-

DESA durante el año ha permitido la optimización de recur-

sos y la identificación de sinergias por valor de 23 millones de

euros a través del conocimiento y resultados compartidos en

distintos ámbitos.

Seguridad laboral

Durante 2013 se ha lanzado el Comité de Innovación de Si-

nergias de Seguridad para impulsar y agilizar los proyectos

de innovación orientados a mejorar en seguridad laboral e

implementar tecnologías exitosamente probadas.

• «Anti Fall Sustems for Ladders»: Escaleras recubiertas con

fibra de vidrio sin ningún elemento mecánico a la vista y

utilizable en todas las ubicaciones incluidas las que tengan

cableado a la vista.

• Dispositivo personal de detección de tensión: Dispositivo

detector de presencia de campos eléctricos a través de una

antena de radio.

• Defensas para postes: Protecciones para postes para au-

mentar la amortiguación de golpes de vehículos sin causar

daños graves en el poste y aumentando la seguridad de los

conductores y pasajeros.

• Casco de seguridad integral: Casco de seguridad con cáma-

ra de vídeo, auriculares y micrófono transmitidos por Wifi

para permitir la supervisión a distancia, disponiendo de una

mayor comunicación y permitiendo dar apoyo a los opera-

rios en tareas peligrosas.

La cartera de proyectos de innovación tecnológica de ENDESA

está estructurada en torno a ejes tecnológicos alineados en

función de sus objetivos en el medio y largo plazo, los cuales

se orientan a la optimización de recursos y la generación de

valor añadido, a través de los siguientes proyectos relevantes:

Tecnologías de Generación

• Menos CO2: Planta experimental de absorción química para

captura de CO2 mediante el uso y evaluación de nuevos ab-

sorbentes químicos basados en aminas.


• «Bionatur»: Proyecto para la validación de la tecnología de

desulfuración extrema y eliminación de contaminantes con

sorbentes sólidos a escala de laboratorio con gases reales

de combustión de la central térmica Litoral.

• Planta piloto de «Captura de CO2 con microalgas»: Planta

piloto situada en la central térmica Litoral destinada a la

valorización del CO2 procedente de gases de combustión,

mediante el cultivo de microalgas, con el fin de obtener

productos comerciales.

• «O2gen»: Proyecto orientado al estudio de la segunda ge-

neración de la tecnología «OxyCFB» con altos ratios de O2/

CO2, en calderas pequeñas y con menores costes.

• «Capim Elefante»: Desarrollo para la optimización en una

granja experimental del ciclo vital de esta especie herbá-

cea, mejorando la disponibilidad de biomasa en el mercado

brasileño y en otros países sudamericanos.

• Laguna de Enfriamiento: Proyecto que pretende evaluar la

aplicabilidad de lagunas cristalinas como sistema alternati-

vo de enfriamiento para centrales térmicas, realizando una

en terreno de la central San Isidro (Chile) que contempla

la construcción de una laguna de 5.000 m2 (10.000 m3), la

cual será operada por cuatro meses, conectada térmica-

mente al sistema de enfriamiento de la central con el fin de

estudiar el desempeño de la tecnología.

• Herramienta para optimización de recursos de programa-

ción diaria: Desarrollo de un modelo de optimización de la

programación horaria de las centrales hidráulicas, permi-

tiendo una utilización más eficiente de los recursos hídricos

disponibles en Chile.

• Mezclado de carbón de combustión: Evaluación y ajuste

de parámetros de combustión de carbones y mezclas en la

zona de influencia de la central térmica de Termozipa (Co-

lombia) aumentando la eficiencia de la combustión y redu-

ciendo el impacto ambiental de la operación de la planta.

• «Televisi»: Desarrollo de tecnologías de visión artificial

orientadas a la monitorización y optimización de los siste-

mas de mantenimiento en centrales hidráulicas.

• «Intogener»: Desarrollo de un sistema operacional para la

predicción de caudales de deshielo, utilizando información

satelital, con la perspectiva de mejorar los pronósticos uti-

lizados para la operación del sistema eléctrico. Empresa

Nacional de Electricidad, S.A. participa como usuario del

sistema durante la fase pre-operacional.

Eficiencia energética y almacenamiento

• «EnergyTic»: Soluciones innovadoras que permiten a los

clientes en viviendas sociales alcanzar los objetivos de aho-

rro de agua y energía. Se contará con 1.000 viviendas en

Francia y 700 viviendas en España. ENDESA participa acti-

vamente en este Proyecto europeo como socio tecnológi-

co liderando en España la contribución de la telegestión

en los clientes.

• «Novare Energrid»: Sistema distribuido de infraestructuras

inteligentes para la gestión de la oferta y demanda de la

red eléctrica. El sistema permite gestionar la producción y el

consumo de energía a partir de pequeños nodos (vivienda,

empresas) creando un sistema descentralizado. Además, el

Proyecto pretende potenciar la mejora de la gestión ener-

gética de los edificios, mediante el diálogo entre consumi-

dores, generadores y usuarios. Durante el año 2013 ha pa-

sado a fase de comercialización.

• «Store»: Proyecto de almacenamiento energético mediante

tecnologías de almacenamiento de aplicación directa a los

sistemas eléctricos de potencia orientado hacia la mejora

de los desequilibrios temporales de producción y consumo,

desarrollado en las Islas Canarias.

• «Bess»: Instalación en la central térmica Tarapacá (Chile)

de un sistema de almacenamiento de energía (6 MW/1,5

MWh) para ser entregada al Sistema Interconectado del

Norte Grande (SING) en caso de una perturbación severa de

frecuencia.

• «Storage»: Desarrollo en Brasil de un sistema de almace-

namiento de energía con diferentes tecnologías de Li-ion

(NMC y LFP) de capacidad de 200 kWh para su conexión

con una «SmartGrid», con el objetivo de evaluar su impacto

en el sistema.

• «Capacitador Electrónico»: Dispositivo desarrollado en Bra-

sil para la corrección de la energía reactiva en baja tensión,

orientado a clientes residenciales con pequeño consumo,

mejorando así la calidad del suministro.


Distribución y Redes inteligentes

• Telegestión: Tiene como objetivo implantar un sistema de

control y gestión automático y remoto del suministro eléc-

trico de clientes domésticos. Se trata de un sistema pionero

en España, que se implantará en el domicilio de los clientes

para sustituir los contadores eléctricos tradicionales. Duran-

te 2013 se ha llegado a la cifra de 4,2 millones de contado-

res inteligentes instalados en España.

• «Smartie Plus»: Desarrollo de un nuevo dispositivo de elec-

trónica de potencia que permite mejorar la utilización de los

activos de red en los sistemas actuales, posibilitando la maxi-

mización de la distribución de cargas, mejorando la calidad

de suministro y permitiendo una mayor y mejor penetración

de las energías renovables en la red de distribución.

• «Orion»: Piloto de tecnologías de redes inteligentes y auto-

matización en la red de Media Tensión, para la mejora del

servicio en zonas rurales de Cundinamarca (Colombia).

• Efecto «Carson»: Desarrollo de nueva configuración de

puesta a tierra para trasformadores de media y baja tensión

en zonas reduciendo la impedancia del terreno y, en conse-

cuencia, los costes de mantenimiento y operación.

• «Cable Cure»: Tecnología de regeneración de cables sub-

terráneos dañados por el envejecimiento producido por

el agua y el los agentes meteorológicos, sin necesidad de

ningún tipo de corte de suministro a clientes. Esta medida

puede producir un 65% de ahorro respecto a la alternativa

tradicional de sustitución del cable.

Energía nuclear

Las actividades de I+D en el ámbito nuclear se desarrollan a

través de la participación en distintos programas. Además,

ENDESA ostenta la Secretaría de la Plataforma Tecnológica

de Fisión Nuclear Española (CEIDEN), que coordina las acti-

vidades de I+D+i del sector. Asimismo, a través del Comité

de Energía Nuclear de la Asociación de la Industria Eléctrica

Española - UNESA, ENDESA promueve proyectos de investiga-

ción de interés para sus centrales nucleares. Algunos progra-

mas de especial relevancia son los siguientes:

• Programa nuclear del EPRI, que tiene como objetivo alcan-

zar la excelencia operativa de las centrales nucleares.

• Programa coordinado de investigación PCI, llevado a cabo

con la participación de las empresas del sector y del Conse-

jo de Seguridad Nuclear (CSN) y cuya finalidad es analizar la

seguridad de las plantas nucleares, tanto para los explota-

dores como para el organismo regulador.

• Programa conjunto PIC de las compañías eléctricas y la Em-

presa Nacional del Uranio, S.A., que coordina las activida-

des de I+D+i relacionadas con el combustible nuclear, defi-

niendo proyectos de interés común.

8.2. Protección del Medio Ambiente

El desarrollo sostenible es un pilar esencial en la estrategia

de ENDESA, incluyendo como uno de los compromisos más

importantes la protección del medio ambiente. Esta actitud

constituye un signo de identidad positivo y diferencial para

ENDESA ya que se trata de un principio fundamental de com-

portamiento que se encuentra expresamente recogido en sus

valores empresariales.

Con este compromiso se pretende minimizar el impacto de la

actividad industrial de ENDESA en el medio natural en el cual

opera. Fundamentalmente se consideran aspectos relacio-

nados con la lucha frente al cambio climático, una adecuada

gestión de residuos, emisiones a la atmósfera, vertidos, suelos

contaminados y otros potenciales impactos negativos.

Además, la gestión medioambiental de ENDESA pretende mi-

nimizar en lo posible el consumo de los recursos naturales y

apuesta por la conservación de la biodiversidad de los entor-

nos donde opera.

Por otra parte, la evaluación de los riesgos medioambienta-

les asociados al desarrollo de las actividades de la empresa y

las certificaciones medioambientales obtenidas de entidades

externas ayudan a asegurar la excelencia en la gestión am-

biental de ENDESA, que está integrada y alineada con su es-

trategia corporativa.

El compromiso con el respeto y la preservación del medio

ambiente incide directamente en el proceso de toma de de-

cisiones por parte de la Alta Dirección. De hecho, el medio

ambiente constituye una de las líneas estratégicas priorita-

rias dentro del marco del Plan de ENDESA de Sostenibilidad

2008-2012 (PES), que ha prorrogado un año su vigencia


extendiéndolo a 2013, mientras se prepara y consensúa el

nuevo Plan de Sostenibilidad del Grupo Enel. Dicho Plan de

Sostenibilidad 2008-2012 (PES) refuerza significativamente

el compromiso tradicional de ENDESA con la protección del

entorno natural, afrontando de forma decidida la lucha con-

tra el cambio climático y buscando la excelencia en la gestión

del resto de aspectos medioambientales antes mencionados.

Las inversiones y gastos de ENDESA en actividades relaciona-

das con la gestión medioambiental en 2013 y 2012 han sido:

Inversión Anual Medio Ambiente

Millones de Euros

2013 2012 % Var.



Total 86 70 22,9

Inversión Acumulada Medio Ambiente

Millones de Euros

2013 2012 % Var.

Negocio en España y Portugal 1.311 1.283 2,2


Total 1.380 1.325 4,2

Gasto Anual Medio Ambiente

Millones de Euros

2013 2012 % Var.


Negocio en Latinoamérica 4 2 100

Total (1) 130 142 (8,5)

(1) De los gastos relacionados con actividades medioambientales, 53 millones de euros en 2013 y 49 millones de euros en 2012 corresponden a la dotación de amortizaciones de las inversiones.

España y Portugal

Aspectos tales como la gestión integral del agua, la identi-

ficación y el control de los riesgos y pasivos ambientales, la

gestión ambiental eficiente (optimización de consumo de re-

cursos y minimización de impactos), la lucha contra el cambio

climático y, muy especialmente, la potenciación de la conser-

vación de la biodiversidad son los ejes estratégicos en que se

basa la política ambiental de ENDESA.

Gestión ambiental excelente

En el ámbito de la gestión ambiental excelente, que consti-

tuye uno de los tres ejes principales del Plan de Medio Am-

biente y que incluye la gestión integral del agua, los sistemas

de gestión y certificación, la gestión de riesgos y pasivos am-

bientales y la gestión de la regulación sobre emisiones, cabe

destacar las siguientes actuaciones desarrolladas en 2013:

• En el ámbito de la gestión integral del agua, ENDESA se

ha adherido por cuarto año consecutivo al CDP Water Dis-

closure, iniciativa en la que este año han participado 180

grandes empresas y que analiza los principales riesgos y

oportunidades detectadas por las compañías en relación a

la disponibilidad del agua, así como las tendencias de las

mismas en la gestión del riesgo asociado.

• En el ámbito de los sistemas de gestión medioambiental en

España y Portugal, se han mantenido todas las certificacio-

nes de los sistemas de gestión ambiental según la Norma

ISO 14001 que ENDESA tiene implantados en todos los

negocios de este ámbito geográfico. Por lo que respecta

al Reglamento Europeo EMAS en 2013 se ha realizado la

implantación del sistema en la central térmica Jinámar y en

la central diesel El Palmar y se ha realizado el registro de

la central térmica de ciclo combinado Besós. En España y

Portugal, al cierre de 2013 se encuentra certificada en ISO

14001 el 97,23% de la potencia instalada, así como la tota-

lidad de las terminales portuarias, explotaciones mineras e

instalaciones de distribución. Durante 2013 se ha extendi-

do el Sistema Integrado de Gestión Ambiental, Energética

y de Calidad Ambiental de Interiores (SIGAEC) implantado

en la sede social desde 2011 a 18 edificios más del territorio

español. Por lo que respecta a Marruecos, la central térmi-

ca de ciclo combinado Tahaddart mantuvo su certificación

medioambiental ISO 14001 en 2013.

• En el ámbito de la gestión de riesgos, se ha finalizado la

implantación del Proyecto global «MAPEC – Mapping of En-

vironmental Compliance», que, en base a una metodología

propia, permite a las instalaciones autoevaluar el cumpli-

miento de la normativa ambiental y el desempeño ambien-

tal de las instalaciones. En 2013, el resultado del mismo

para España y Portugal ha sido que el riesgo ambiental es

bajo en todas las instalaciones.

• En el ámbito de la gestión de la regulación de emisiones en

España y Portugal, cabe indicar que ENDESA está acogida al

Plan Nacional de Reducción de Emisiones 2008-2015 (PNRE)

de las Grandes Instalaciones de Combustión (GIC). En el mar-

co de este Plan, ENDESA ha llevado a cabo importantes actua-

ciones en sus instalaciones para reducir las emisiones atmos-

féricas, lo que le ha permitido alcanzar reducciones respecto


a 2008 del 30% de emisiones de dióxido de azufre (SO2), del

51% de óxido de nitrógeno (NOX) y del 47% en el caso de las

partículas en las grandes instalaciones de combustión acogi-

das al Plan Nacional de Reducción de Emisiones (PNRE).

Cambio climático

La lucha contra el cambio climático es uno de los ejes principa-

les del Plan de Sostenibilidad 2008-2012 (PES) y, en particular,

de su Programa de Cambio Climático que incluye cinco líneas

estratégicas centradas en las energías renovables, el desarrollo

tecnológico, la eficiencia energética, el transporte sostenible y los

Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) y Acción Conjunta (AC).

ENDESA ha consolidado el inventario de emisiones de gases de

efecto invernadero, que incluye todo el ciclo de vida de cada

uno de los elementos, negocios y ubicaciones de la Compañía,

y considera tanto las emisiones directas como las indirectas,

que aun no siendo generadas en fuentes controladas por la

Compañía, son consecuencia de las actividades de ésta. En el

año 2013 se han verificado por parte de la Asociación Espa-

ñola de Normalización y Certificación (AENOR) los resultados

de la Huella de Carbono del periodo 2009-2011 conforme a la

Norma UNE ISO 14.064, así como los resultados de la Huella de

Carbono 2012.

En materia de eficiencia energética, ENDESA continuó desa-

rrollando su Plan Global de Eficiencia Energética 2010-2014

(PGE3) centrado en tres líneas de actuación: la eficiencia de las

infraestructuras y la gestión activa del consumo energético, la

puesta en valor de las actividades desarrolladas en este terre-

no, la concienciación de los empleados en hábitos responsa-

bles de consumo.

Asimismo, ENDESA está firmemente comprometida con el de-

sarrollo de iniciativas de movilidad eléctrica en sus mercados,

liderando grupos de trabajo de estandarización y normaliza-

ción, desarrollo de proyectos de I+D+i, así como de soluciones

tecnológicas propias.

Por lo que se refiere a los Mecanismos de Desarrollo Limpio

(MDL), actividad que se desarrolla desde la Unidad Interna-

cional de Enel denominada Carbon Strategy Unit, cabe des-

tacar que la cartera de Certified Emissions Reductions (CERs) y

Emission Reductions Unit (ERUs) contaba, a 31 de diciembre de

2013, con cerca de 80 proyectos de Mecanismos de Desarrollo

Limpio (MDL), con aproximadamente 166 millones de tonela-

das de reducción de dióxido de carbono (CO2), disponiendo a

final del ejercicio del 7% de los créditos concedidos por Nacio-

nes Unidas.

A través de los mecanismos flexibles, en 2013 ENDESA ha evi-

tado las emisiones de más de 8 millones de toneladas de CO2,

que, sumadas a las reducciones conseguidas en años anterio-

res, alcanzan la cifra de casi 66 millones de toneladas de CO2.

ENDESA ha participado un año más en el prestigioso índice en

materia de cambio climático CDP, y en el Informe Global 500 CDP

2013 se ha posicionado como la cuarta compañía eléctrica con

una puntación de 98%. La importante progresión en la punta-

ción obtenida por ENDESA en este índice es fruto de la implanta-

ción y consolidación que se ha venido desarrollando en materia

de cambio climático, con un compromiso que se ha intensificado

a través de su Plan de Sostenibilidad 2008-2012 (PES).

Conservación de la biodiversidad

El actual Plan para la Conservación de la Biodiversidad de EN-

DESA, que se encuadra dentro del tercer eje principal del Plan

de Medio Ambiente, viene a culminar la dilatada trayectoria de

la Compañía en la materia. Si en 2012 se diseñó la estructura

del Plan, en 2013, se ha empezado a poner en práctica, con el

resultado de una notable eficiencia y un alto grado de éxito en

la consecución de los primeros hitos.

El Plan para la Conservación de la Biodiversidad de ENDESA apor-

ta una estructura que permite seleccionar y valorar, bajo criterios

de interés científico, social y aplicado, todas las iniciativas recibi-

das, tanto internas como externas, en materia de conservación

de biodiversidad. A continuación, cada iniciativa es tipificada y

clasificada dentro del Plan y, finalmente, es introducida en una

base de datos para su seguimiento hasta el final del Proyecto.

En 2013, dentro del Plan se han desarrollado 31 iniciativas de

conservación de la Biodiversidad, de las cuales 18 son nuevos

proyectos y 13 provienen de años anteriores. Se han finalizado 7

iniciativas y las otras 24 tendrán continuación en 2014. Si se rea-

liza el desglose por áreas de actuación, se obtiene un total de 10

proyectos llevados a cabo dentro del campo de la protección de

la avifauna, 16 relacionados con los ecosistemas acuáticos (4 de

ellos enfocados al estudio de especies exóticas invasoras), y por

último, 5 proyectos sobre hábitats y usos del territorio.


Latinoamérica

Gestión ambiental excelente y cambio climático

Los principales proyectos realizados en este contexto durante

el ejercicio 2013 han sido los siguientes:

• Chile: En gestión del agua, en 2013 se ha recabado informa-

ción para posteriores estudios con el objetivo de reducir el

consumo de agua. Como parte del Convenio de Colabora-

ción entre Empresa Nacional de Electricidad, S.A. y «Crystal

Lagoons», en 2013 se inició en la central térmica de San Isidro

una prueba piloto para crear un circuito cerrado de enfria-

miento. Se han hecho diversos seguimientos al Plan de Acción

para el cumplimiento de los límites de emisiones, tanto para

las exigencias de las Licencias Ambientales como de las res-

pectivas Normas de Emisión. En 2013 se inició la operación de

un nuevo sistema de abatimiento de partículas en suspensión

en la central térmica de Tarapacá. Con el fin de dar cumpli-

miento a lo establecido en la Norma de Emisiones de Centra-

les Termoeléctricas, Empresa Nacional de Electricidad, S.A. ins-

taló nuevos y modernos Sistemas de Monitoreo Continuo de

Emisiones (CEMS) en las chimeneas de las centrales térmicas

de Taltal, San Isidro, San Isidro II, Bocamina y Quintero. Duran-

te 2013, Chilectra, S.A. y Empresa Nacional de Electricidad, S.A.

realizaron autoevaluaciones ambientales. De las 29 instalacio-

nes de generación en Chile, 28 de ellas cursaron exitosamente

sus auditorías de seguimiento o recertificación a sus Sistemas

de Gestión Ambiental (SGA), basados en la Norma ISO 14.001.

La certificación de la Unidad 2 de la central térmica de Boca-

mina se ha programado para el 2015. A 31 de diciembre de

2013, el 94,4% de la potencia instalada en Chile cuenta con

un Sistema de Gestión Ambiental (SGA), certificado en la Nor-

ma ISO 14.001. Por su parte Chilectra S.A. también está certifi-

cada bajo los estándares de la Norma ISO 14.001.

• Colombia: Durante 2013, Codensa, S.A. E.S.P. ha identificado

39,5 toneladas de policlorobifenilos (aceites transformado-

res), habiéndose gestionado para su eliminación 118,4 to-

neladas, dando cumplimiento a la normativa ambiental na-

cional e internacional relacionada con este tipo de residuo.

Además, a través del Programa de Sustitución de Equipos

en uso con alta probabilidad de contener policlorobifenilos

(PCB), se han retirado 306 equipos e instalado un número

igual de equipos libres de esta sustancia. Asimismo, el Pro-

yecto piloto de lavado o descontaminación de equipos con-

taminados con policlorobifenilos (PCB) permitirá disminuir

los costes de eliminación de los mismos aproximadamente

en un 60%. Se ha desarrollado un programa de inspecciones

ambientales a las bodegas de las empresas colaboradoras

de Codensa, S.A. E.S.P. para verificar el cumplimiento per-

manente de la legislación ambiental y de los compromisos

ambientales voluntarios de las instalaciones.

Conservación de la biodiversidad

• Chile: Dentro del Programa de Biodiversidad hay que desta-

car la gestión realizada en la Fundación San Ignacio del Hui-

nay conforme al convenio de colaboración suscrito en 2011

con el Consejo Superior de Investigaciones Científicas de

España (CSIC) y la Fundación ENDESA España, y cuyo fin es

el desarrollo de proyectos de investigación que tengan por

objeto el estudio de la biodiversidad existente en la Región

de los Fiordos Patagónicos de Chile. Los principales Proyec-

tos de Conservación desarrollados en la Fundación han sido:

— Área marina protegida en el «Fiordo Comau»: está pre-

visto solicitar al Ministerio de Medio Ambiente la decla-

ración del «Fiordo Comau» como área marina protegida

de múltiples usos, y así asegurar el desarrollo sostenible

del territorio.

— Proyecto de restauración ecológica de los bosques de

Huinay.

— Apoyo a la comunidad local: instrumentada mediante

el apoyo de los traslados de los colonos del fiordo hacia

la localidad poblada más cercana, el suministro eléctri-

co a la localidad de Huinay así como de internet para la

escuela local y el apoyo médico a los colonos.

• Colombia: Dentro del Programa de Biodiversidad, se con-

tinuó con la implementación y desarrollo de proyectos en

las diferentes instalaciones, destacando la gestión de los

proyectos de caracterización de la avifauna del embalse del

Muña, y la gestión y recuperación del Bosque ENDESA. El

Proyecto Bosque ENDESA es una iniciativa que tiene como

fin la protección y restauración de 690 hectáreas de bosque

alto andino para la conformación de una zona de conserva-

ción ambiental en ciertos municipios de la cuenca baja del

río Bogotá. Durante 2013 se realizaron las siguientes activi-


9. Recursos Humanos

Plantilla de ENDESA

A 31 de diciembre de 2013, ENDESA contaba con un total de

22.995 empleados, lo que supone un aumento del 0,8% res-

pecto al ejercicio anterior. De esta plantilla global, el 48,5%

trabaja en el Negocio en España y Portugal, y el 51,5% restan-

te en el Negocio en Latinoamérica.


Plantilla Final

Millones de Euros

31 de diciembre

de 2013

31 de diciembre

de 2012 % Var.



Total 22.995 22.807 0,8

La plantilla media de ENDESA durante el ejercicio 2013 ha

sido de 22.890 personas: 11.316 en el Negocio en España y

Portugal, y 11.574 en el Negocio en Latinoamérica. En cuanto

a la composición de la plantilla por género, los hombres re-

presentan el 78,9% de la misma a 31 de diciembre de 2013 y

las mujeres, el 21,1% restante.

La información relativa a la plantilla de ENDESA se incluye en la

Nota 40 de la Memoria de las Cuentas Anuales Consolidadas.

Seguridad y Salud Laboral

El compromiso de ENDESA con la Salud y la Seguridad y su

meta de «Cero Accidentes» abarca el desarrollo continuo de

acciones de concienciación de riesgos, formación, comunica-

ción interna y externa y la transferencia de conocimientos a

través de diversas iniciativas.

En esta materia cabe destacar el Programa «One Safety», Pro-

yecto de ámbito global del Grupo Enel, que tiene dos objeti-

vos fundamentales: consolidar el liderazgo en seguridad de

los directivos de la Compañía y promover comportamientos

seguros entre todos los empleados y contratistas.

En 2013 se mantuvo la tendencia a la baja de los indicadores

de Seguridad y Salud Laboral de los últimos años. El índice de

frecuencia combinado (trabajadores propios y contratistas)

disminuyó un 16% (del 2,90 al 2,43) y el índice de gravedad

combinado también registró una importante disminución del

17% (del 0,12 al 0,10). El número total de accidentes graves y

mortales disminuyó un 13% (de 23 a 20).

Liderazgo y desarrollo de las personas

ENDESA trabaja constantemente para identificar y desarrollar

el potencial de sus personas, con el fin de que su desempeño

contribuya a hacer de la Compañía una referencia en el sec-

tor. Bajo esta perspectiva, el Modelo de Liderazgo, el Modelo

de Management, los Sistemas de Gestión del Rendimiento y

el Global Professional System garantizan un desarrollo de las

personas basado en el mérito y la capacidad.

El Modelo de Liderazgo es el conjunto de comportamientos

que ENDESA espera de todos sus empleados, y brinda a éstos

referencias para que trabajen de forma coherente para con-

dades: construcción de senderos, caracterización de la fauna

del bosque, y siembra de árboles en zonas degradadas.

• Perú: En 2010 Edegel, S.A.A. inició la caracterización de la

biodiversidad del tramo intervenido por las operaciones de

la central hidroeléctrica Chimay culminándose dicha activi-

dad en el mes de agosto 2013, así como ciertos trabajos de

forestación también financiados por Edegel, S.A.A. Durante

2013 continuaron por parte de Empresa Eléctrica del Piura,

S.A. los trabajos de mantenimiento de superficies forestadas.

Los beneficios que se esperan alcanzar están relacionados

con la mitigación del impacto generado por la emisión de

los gases de combustión, lograr la estabilidad biológica de

taludes, controlar la erosión de suelo.


tribuir al liderazgo empresarial. Estos comportamientos giran

en torno a siete factores orientados a la mejora continua y

fomentan el cambio y la innovación dando prioridad a la se-

guridad en el trabajo.

El Modelo de Management ha evolucionado en 2013 hacia

el denominado Enel Global Banding System que incorpora,

además de todas las posiciones directivas de la Compañía, los

puestos clave de carácter técnico-profesional.

En 2013, un 70% de los trabajadores ha recibido una evaluación

regular de desempeño y desarrollo profesional a través de algu-

no de los sistemas de evaluación de la Compañía (60% en 2012).

Además, ENDESA ha puesto a disposición de sus empleados dis-

tintas herramientas de desarrollo profesional, como son las en-

trevistas individuales de desarrollo, el coaching o el mentoring.

Durante 2013 se ha completado el diseño del Global Professio-

nal System (GPS), cuyo objetivo es definir los perfiles profesio-

nales de acuerdo a sus competencias técnicas. Este sistema per-

mite conocer las competencias técnicas de todos los puestos y,

basándose en éstas, las necesidades de formación y/o posibles

oportunidades de desarrollo para las personas que los ocupan.

Formación

Las actividades de formación son planificadas y diseñadas si-

guiendo las principales líneas del Plan Estratégico de ENDESA,

buscando como último fin contribuir al desarrollo de las com-

petencias y habilidades que los empleados necesitan para al-

canzar sus objetivos y hacer realidad la estrategia empresarial.

Teniendo en cuenta estos objetivos, en el ejercicio 2013 se

dio prioridad a la Seguridad y Salud Laboral, se promovió la

implementación de una cultura global, única y alineada y se

fomentó el desarrollo con las capacidades técnicas.

Durante el año 2013, se dio formación al 82% de los emplea-

dos durante 965.565 horas, alcanzando una media de casi 42

horas por empleado (985.789 horas de formación durante

2012 con una media de 43 horas por empleado). La horas for-

mativas se han distribuido fundamentalmente a través de las

siguientes temáticas: Habilidades (31%), Negocio (29%), Se-

guridad y Salud Laboral (16%), Staff (16%) y Liderazgo (3%).

En 2013 las unidades de formación de ENDESA han pasado

a formar parte de la Universidad Corporativa Enel University,

consolidándose varias iniciativas internacionales en ENDESA

con el objetivo de globalizar la oferta formativa y generar

economías de escala y eficiencia.

Los principales programas de formación impartidos en 2013

fueron:

• GOAL (Global One & Aligned) Managerial Training: Progra-

ma diseñado para todos los Manager para potenciar una

cultura global, alineada con la estrategia, pero que también

respeta y se enriquece con la diversidad.

• Junior Energy Training (JET): Programa dirigido a las nuevas

incorporaciones que tiene como objetivo difundir los com-

portamientos y valores.

Atracción y retención del talento

Con el objetivo de atraer el mejor talento, ENDESA lleva a cabo

acciones de Employer Branding para posicionar a la Compañía

como un lugar atractivo para trabajar en todos los mercados en

los que opera, orientando sus esfuerzos hacia los perfiles más

demandados. Para ello, en 2013 ha participado en ferias pre-

senciales y virtuales de empleo, y ha colaborado con diversas

instituciones para la potenciación del Plan de becas y prácticas.

ENDESA recurre, siempre que es posible, a la promoción inter-

na a la hora de cubrir las vacantes, dando preferencia a pro-

fesionales con una destacada actuación en el desempeño de

sus funciones.

En 2013 ENDESA ha incorporado a 1.373 trabajadores, de los

cuales 1.168 empleados corresponden a las empresas de Lati-

noamérica (el 96% se trata de trabajadores locales). En 2012,

ENDESA incorporó a 1.353 empleados, de los que el 96%

eran trabajadores locales, y el 68% de dichas incorporaciones

se realizó en Latinoamérica.

Gestión responsable de Personas

Para avanzar en una gestión de personas de manera respon-

sable, ENDESA dispone de un Plan de Responsabilidad Social

Corporativa en Recursos Humanos denominado Plan Senda.

A través de este Plan se fijan anualmente distintos objetivos

en las dimensiones que lo componen: diversidad e igualdad


de oportunidades, conciliación y flexibilidad laboral, integra-

ción de personas con discapacidad y exclusión social, promo-

ción del voluntariado e inversión socialmente responsable.

En materia de diversidad e igualdad de oportunidades, ENDESA

mantiene un firme compromiso con los principios de igualdad

de género y no discriminación trabajando para ser una empresa

que respeta y gestiona las diferencias existentes entre las perso-

nas y que garantiza la igualdad de trato y oportunidades.

En 2013 se han seguido estableciendo objetivos relativos al

incremento del porcentaje de contratación de mujeres. En

España, los resultados de la contratación externa han alcan-

zado el 39% (34% en 2012) y, en Latinoamérica, destacan

los resultados de Colombia con un 31% y Brasil con un 28%

(37% y 32%, respectivamente, en 2012).

Clima Laboral

En noviembre de 2012 se lanzó la Encuesta de Clima y Se-

guridad de manera simultánea a todos los empleados, alcan-

zando en ENDESA una participación del 76% y un nivel de

compromiso del 74%.

Durante 2013 se diseñaron 1.467 iniciativas dirigidas a poten-

ciar las fortalezas y utilizarlas como palancas para reforzar las

áreas de mejora identificadas. Estas acciones se estarán ejecu-

tando hasta noviembre de 2014, fecha en la cual está previsto

el lanzamiento de una nueva Encuesta de Clima.

Diálogo Social

En Iberia existían cinco convenios colectivos en vigor al finalizar el

año 2013, que afectan a 10.724 personas, el 92% de la plantilla.

Las principales negociaciones que se han mantenido durante

2013 fueron el IV Convenio Colectivo Marco de ENDESA, la

ampliación de la vigencia del «Acuerdo Marco de Garantías»

y un acuerdo de medidas voluntarias de suspensión y extin-

ción de contratos de trabajo, que se firmaron en el mes de

diciembre.

El nuevo marco laboral se sustenta en tres ejes: flexibilidad,

productividad y competitividad, para asegurar el cumplimien-

to de los retos empresariales y el respeto de las condiciones

laborales de los trabajadores de la Compañía. En materia de

flexibilidad laboral, se ha simplificado la clasificación profe-

sional, se aplica una nueva regulación en movilidad funcional,

se regula de manera homogénea la movilidad geográfica, y

los incrementos económicos se realizarán con criterios de

eficiencia, ajustados al contexto económico y parcialmente

vinculados a la productividad. Respecto de la competitividad,

se vinculan también las políticas salariales descritas a los re-

sultados empresariales.

El actual Acuerdo de Garantías extiende su vigencia hasta el

31 de diciembre de 2018 y contempla la creación de un me-

canismo por el que la empresa podrá ofertar bajas voluntarias

indemnizadas o suspensiones del contrato de trabajo a los em-

pleados que pudieran encontrarse sin ocupación efectiva.

En Latinoamérica, hay 46 convenios colectivos, de los cuales 8

son de Argentina, 15 de Brasil, 13 de Chile, 4 de Colombia, 5 de

Perú y 1 que, aunque suscrito en España, afecta al personal que

presta sus servicios en la cabecera de Negocio de Latinoamérica.

Todos ellos regulan las condiciones de trabajo de 9.731 traba-

jadores, lo que equivale al 82,4% de la totalidad de la plantilla.

Durante 2013 se han firmado 14 convenios colectivos: 8 en

Brasil, 2 en Chile y 4 en Perú.

10. Acciones Propias

ENDESA no poseía acciones propias a 31 de diciembre de

2013 ni ha realizado ninguna operación con acciones propias

durante el ejercicio 2013.


11. Otra Información

11.1. Información Bursátil

La evolución de la cotización de ENDESA en la Bolsa de Ma-

drid y de los principales índices de referencia en los ejercicios

2013 y 2012 ha sido la siguiente:

Evolución de la cotización respecto al ejercicio anterior (%)

Millones de Euros

2013 2012

Endesa, S.A. 38% 6%

Ibex-35 21% (5%)

Eurostoxx 50 18% 14%

Euroxtoxx Utilities 9% (9%)

La mejora de las perspectivas y condiciones macroeconómi-

cas, fundamentalmente en las economías desarrolladas, jun-

to con las políticas de estímulos monetarios llevadas a cabo

por los principales bancos centrales, han explicado el buen

comportamiento que ha caracterizado a los mercados bursá-

tiles en 2013.

En Europa, el índice bursátil «Ibex-35» español destacó al po-

ner fin a tres años consecutivos de caídas y cerrar el año con

un ascenso del 21%, sólo por detrás de la Bolsa alemana, que

repuntó un 26%. Levemente por debajo quedaron la Bolsa

de París, con una subida del 18%, la Bolsa de Milán con un

17% y la Bolsa de Londres con un 14%. El índice bursátil pa-

neuropeo «Eurostoxx 50» logró cerrar el año también con una

apreciación del 18%, reflejando el aumento de la confianza

sobre la estabilidad de la zona euro.

El año 2013 fue también especialmente positivo para las pla-

zas no europeas, con la excepción de los mercados latinoa-

mericanos. En Japón, el índice bursátil «Nikkei» cerró con un

avance del 57%, la mayor revalorización anual en 40 años,

mientras que en Estados Unidos los índices bursátiles Nasdaq,

S&P 500 y Dow Jones acabaron con ganancias del 38%, 30%

y 26%, respectivamente, después de marcar numerosos máxi-

mos históricos.

En el caso español, los inversores se mostraron optimistas

ante las incipientes señales de mejora de la economía, con

un Producto Interior Bruto (PIB) levemente positivo en el

tercer trimestre (+0,1%), y su reflejo en la fuerte reducción

de la prima de riesgo del país, que cerró el año en el nivel

más bajo desde 2011. El diferencial con el bono alemán cayó

más de 170 puntos básicos desde enero y terminó 2013 en

los 220 puntos, demostrando de esta manera el cambio de

percepción sobre el mercado español ya que las previsiones

de varios organismos oficiales señalan que la economía espa-

ñola podría volver a crecer en 2014.

El sector eléctrico europeo, en un nuevo ejercicio caracteri-

zado por las dificultades y debilidad de sus fundamentales

como caída de la demanda, riesgo regulatorio y cuestiona-

miento del modelo eléctrico, entre otros, no se quedó, sin em-

bargo, al margen de las subidas bursátiles. El índice bursátil

sectorial Dow Jones Eurostoxx Utilities se apreció un 9%. La

única excepción a la revalorización de las empresas europeas

del sector eléctrico fue la de las eléctricas alemanas (E.On:

–5% y RWE: –15%).

En España, la evolución del sector estuvo marcada por la in-

troducción de impuestos a la producción de energía eléctrica

con efectos a partir del 1 de enero de 2013 de acuerdo a la

Ley 15/2012, de 27 de diciembre, y por el objetivo de ata-

jar el problema estructural del déficit de tarifa, una cuestión

que se recogió en el Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio,

preludio de la completa reforma energética que el regulador

emprendió en el segundo semestre del ejercicio y que se está

desarrollando a través de una nueva Ley del Sector Eléctrico y

varios Reales Decretos y órdenes Ministeriales.

Como aspecto positivo, el ejercicio 2013 también se caracterizó

por la finalización del proceso de titulización de los derechos

de cobro sobre el déficit de tarifa que las eléctricas mantenían

en sus balances a través del Fondo de Titulización del Déficit

del Sistema Eléctrico (FADE), vehículo diseñado para este fin.

En este contexto, ENDESA que, como la renta variable espa-

ñola en general, partía de niveles de cotización afectados por

la gran aversión al riesgo existente al inicio del ejercicio, tuvo

un comportamiento destacado en bolsa y se situó a la cabeza

del sector. La acción se apreció un 38% hasta cerrar el año

en 23,30 euros por acción, máximos del ejercicio. Este nivel

fue además un 46% superior al mínimo de 15,86 euros por

acción registrado por el valor al cierre de la sesión del 17 de

julio de 2013.

El anuncio a mediados del mes de diciembre de que ENDESA

retomaba el pago del dividendo a cuenta con cargo a los re-

sultados del ejercicio 2013 ayudó a cerrar de forma muy po-

sitiva el año bursátil.


Datos Bursátiles

Millones de Euros

31 de diciembre de

2013

31 de diciembre de

2012 % Var.

Capitalización Bursátil (Millones de Euros)

24.669 17.861 38,1

Nº de Acciones en Circulación

1.058.752.117 1.058.752.117 —

Nominal de la Acción (Euros) 1,2 1,2 —

Efectivo (Miles de Euros) 2.383.758 2.349.966 1,4

Mercado Continuo (Acciones)

Volumen de Contratación 128.023.145 163.073.796 (21,5)

Volumen Medio Diario de Contratación

502.052 637.007 (21,2)

P.E.R. (1) 13,1 8,8 —

(1) Cotización Cierre del Ejercicio / Beneficio Neto por Acción.

Cotización (Euros)

Millones de Euros

2013 2012 % Var.

Máximo 23,68 17,67 34,0

Mínimo 15,86 11,63 36,4

Media del Ejercicio 18,35 14,66 25,2

Cierre del Ejercicio 23,30 16,87 38,1

El Comité Asesor Técnico del índice Ibex-35, en su reunión

ordinaria celebrada el 16 de diciembre de 2013, y teniendo

en consideración la liquidez de ENDESA, adoptó la decisión

de excluir el valor del referido índice, haciéndose efectiva la

exclusión del valor el pasado 23 de diciembre de 2013. Hasta

esa fecha, ENDESA formaba parte del Ibex-35 con un coefi-

ciente aplicable del 10% sobre su capitalización, como con-

secuencia del capital flotante de la compañía (free-float), que

es del 7,94%.

11.2. Política de Dividendos

En febrero de 2013 el Consejo de Administración de ENDE-

SA tomó la decisión de suspender el dividendo con cargo a

los resultados de 2012 por prudencia ante la situación de

incertidumbre regulatoria que vivía el sector y el elevado

déficit de tarifa pendiente de titulizar en ese momento por

las complicadas condiciones del mercado. Esta medida pro-

puesta por el Consejo de Administración y aprobada poste-

riormente en la Junta General de Accionistas celebrada el 22

de abril de 2013, respondía al objetivo de fortalecer la posi-

ción financiera de la Compañía ante la complicada gestión

del entorno económico, energético y regulatorio.

De cara a 2014, el Consejo de Administración de ENDESA, en

su reunión celebrada el 17 de diciembre de 2013, acordó dis-

tribuir a sus accionistas un dividendo a cuenta de los resultados

del ejercicio 2013 por un importe bruto de 1,5 euros por ac-

ción. Este pago, que ha supuesto un desembolso de 1.588 mi-

llones de euros, se hizo efectivo el pasado 2 de enero de 2014.

El estado contable previsional formulado de acuerdo con los

requisitos legales establecidos en el artículo 277 de la Ley de

Sociedades de Capital, poniendo de manifiesto la existencia

de liquidez suficiente para la distribución de dicho dividendo,

ha sido el siguiente:

Millones de Euros

Estado Previsional de LiquidezDel 1 de diciembre de 2013

al 30 de noviembre de 2014

Disponible Inicial 6.732

Caja y Bancos 33

Créditos Disponibles 6.699

Aumentos de Tesorería 4.305

Por Operaciones Corrientes 2.453

Por Operaciones Financieras 1.852

Disminuciones de Tesorería (827)

Por Operaciones Corrientes (342)

Por Operaciones Financieras (485)

Disponible Final 10.210

Propuesta de Dividendo a cuenta de los Resultados del ejercicio 2013

1.588

Dividendos (Euro / Acción) Con Cargo al Resultado de 2013 (1)

A Cuenta (2 de Enero de 2014) 1,500

Complementario (2) —

Dividendo por Acción Total (2) 1,500

Pay-out (%) (3) 84,5

Rentabilidad por Dividendo (%) (4) 6,4

(1) Con cargo al ejercicio 2012 la sociedad destinó el total del resultado del ejercicio a Remanente.(2) Pendiente de aprobación por la Junta General de Accionistas.(3) Dividendo Bruto Total / Resultado Neto de la Sociedad Dominante.(4) Dividendo Bruto por Acción / Cotización a 31 de diciembre de 2013.

Dada la situación excepcional que ha ido atravesando la eco-

nomía española, en general, y el sector eléctrico, en particu-

lar, con continuos cambios en la regulación que afectan de

forma muy significativa a los resultados y la rentabilidad de

la Sociedad, ENDESA no tiene definida una política de divi-

dendos ya que las decisiones sobre los dividendos se adoptan

por la Junta General de Accionistas, a propuesta del Consejo

de Administración, año a año, teniendo en consideración fac-

tores tales como la situación del entorno económico, la evo-

lución de la regulación eléctrica, la situación financiera de la

Sociedad y los planes estratégicos definidos.


12. Informe Anual de Gobierno Corporativo requerido por el Artículo 538 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de 2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley de Sociedades de Capital

Se incluye como Anexo a este Informe de Gestión Consolida-

do, y formando parte integrante del mismo, el Informe Anual

de Gobierno Corporativo del ejercicio 2013, tal y como re-

quiere el Artículo 538 del Real Decreto Legislativo 1/2010, de

2 de julio, por el que se aprueba el Texto Refundido de la Ley

de Sociedades de Capital.

13. Propuesta de Aplicación de Resultados

El beneficio del ejercicio 2013 de la Sociedad Dominante En-

desa, S.A. ha sido de 1.935.401.324,71 euros, que conjunta-

mente con el remanente, que asciende a 2.807.082.213,31

euros, hacen un total de 4.742.483.538,02 euros.

La propuesta de aplicación de esta cantidad formulada por el

Consejo de Administración de la Sociedad a la Junta General

de Accionistas consiste en pagar a las acciones con derecho a

dividendo la cantidad de 1,5 euros brutos por acción, desti-

nando el resto a Remanente.

Euros

A Dividendo (Importe máximo a distribuir correspondiente a 1,5 euros brutos por acción por la totalidad de las acciones (1.058.752.117 acciones))

1.588.128.175,50

A Remanente 3.154.355.362,52

Total 4.742.483.538,02


Datos identificativos del emisor

FECHA FIN DE EJERCICIO DE REFERENCIA:

31/12/2013

C.I.F.:

A-28023430

DENOMINACIÓN SOCIAL:

ENDESA, S.A.

DOMICILIO SOCIAL:

C/ Ribera del Loira, nº 60.Madrid - CP 28042

2013

Informe anual Gobierno corporativo

Sociedades Anónimas Cotizadas

ENDESA, S.A. Y SOCIEDADES DEPENDIENTES INFORME ANUAL 2013

GOBIERNO CORPORATIVO

Sumario

A. Estructura de la propiedad 248

B. Junta General 251

C. Estructura de la administración de la sociedad 252

D. Operaciones vinculadas y operaciones intragrupo 268

E. Sistemas de control y gestión de riesgos 275

F. Sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de la información financiera (SCIIF) 279

G. Grado de seguimiento de las recomendaciones de gobierno corporativo 295

H. Otras informaciones de interés 306


A. Estructura de la propiedad

A.1. Complete el siguiente cuadro sobre el capital social

de la sociedad:

Fecha de última modificación Capital social (€)

Número de acciones

Número de derechos de voto

01/10/1999 1.270.502.540,40 1.058.752.117 1.058.752.117

Indique si existen distintas clases de acciones con dife-

rentes derechos asociados:

No

A.2. Detalle los titulares directos e indirectos de partici-

paciones significativas de su sociedad a la fecha de cierre

del ejercicio, excluidos los consejeros:

Nombre o denominación social del accionista

Número de derechos

de voto directos

Derechos de voto indirectos % sobre

el total de derechos de

voto

Titular directo de la participación

Número de derechos

de voto

Enel Energy Europe, S.R.L.

974.717.763 92,063

Enel, S.p.A. 0Enel Energy Europe, S.R.L.

974.717.763 92,063

Indique los movimientos en la estructura accionarial más

significativos acaecidos durante el ejercicio:

A.3. Complete los siguientes cuadros sobre los miembros

del consejo de administración de la sociedad, que posean

derechos de voto de las acciones de la sociedad:

Nombre o denominación social del consejero

Número de derechos

de voto directos

Derechos de voto indirectos % sobre

el total de derechos de

voto

Titular directo de la participación

Número de derechos

de voto

Don Borja Prado Eulate

4.889 0,000

Don Fulvio Conti 200 0,000

Don Andrea Brentan

100 0,000

Don Massimo Cioffi

100 0,000

Don Gianluca Comin

100 0,000

Don Alejandro Echevarría Busquet

200 0,000

Don Luigi Ferraris 100 0,000

Don Salvador Montejo Velilla

20 0,000

Don Miquel Roca Junyent

363 0,000

% total de derechos de voto en poder del consejo de administración 0,001

A.4. Indique, en su caso, las relaciones de índole familiar,

comercial, contractual o societaria que existan entre los

titulares de participaciones significativas, en la medida en

que sean conocidas por la sociedad, salvo que sean esca-

samente relevantes o deriven del giro o tráfico comercial

ordinario:

Nombre o denominación social relacionados Tipo de relación Breve descripción

Enel Energy Europe, S.R.L. y Enel, S.p.A.

SocietariaEnel, S.p.A. participa íntegramente a Enel Energy Europe, S.R.L.

A.5. Indique, en su caso, las relaciones de índole comer-

cial, contractual o societaria que existan entre los titulares

de participaciones significativas, y la sociedad y/o su gru-

po, salvo que sean escasamente relevantes o deriven del

giro o tráfico comercial ordinario:

Nombre o denominación social relacionados Tipo de relación Breve descripción

Enel, S.p.A. Societaria

Endesa Brasil, S.A. (filial del Gru-po Endesa) y Enel Brasil Parti-cipações, Ltda. (filial del Grupo Enel) participan en el capital so-cial de las sociedades Enel Green Power Modelo I Eólica, S.A. y Enel Green Power Modelo II Eólica, S.A. con un 0,9756% y 99,0244% respectivamente.


Endesa, S.A. y Enel Investment Holding BV participan en el ca-pital social de Enel Insurance NV, al 50%. Asimismo Enel Insuran-ce NV es propietaria del 100% del capital social de Composti-lla RE. S.A.


Endesa Ingeniería, S.L.U. (filial del Grupo Endesa) y Enel Sole, S.R.L. (filial del Grupo Enel) participan al 50% en las siguientes UTE’s: Mérida, Abarán y Rincón de la Victoria.


Endesa Generación, S.A.U. (filial del Grupo Endesa) y Enel S.p.A. participan en el capital social de Elcogas, S.A. con unas participa-ciones del 40,99% y del 4,32% respectivamente.


Endesa Generación, S.A.U. (filial del Grupo Endesa) y Enel Green Power International BV (filial del Grupo Enel) participan en el ca-pital social de Enel Green Power España, S.L. con unas participa-ciones del 40% y 60% respecti-vamente.

A.6. Indique si han sido comunicados a la sociedad pac-

tos parasociales que la afecten según lo establecido en los

artículos 530 y 531 de la Ley de Sociedades de Capital. En

249GOBIERNO CORPORATIVO A. ESTRUCTURA DE LA PRoPIEDAD

su caso, descríbalos brevemente y relacione los accionis-

tas vinculados por el pacto:

No

Indique si la sociedad conoce la existencia de acciones

concertadas entre sus accionistas. En su caso, descríbalas

brevemente:

No

En el caso de que durante el ejercicio se haya producido

alguna modificación o ruptura de dichos pactos o acuer-

dos o acciones concertadas, indíquelo expresamente:

A.7. Indique si existe alguna persona física o jurídica que

ejerza o pueda ejercer el control sobre la sociedad de

acuerdo con el artículo 4 de la Ley del Mercado de Valo-

res. En su caso, identifíquela:

Sí

Nombre o denominación social

Enel Energy Europe, S.R.L.

Observaciones

Enel, S.p.A. participa íntegramente a Enel Energy Europe.

A.8. Complete los siguientes cuadros sobre la autocarte-

ra de la sociedad:

A fecha de cierre del ejercicio:

Número de acciones directas

Número de acciones indirectas (*)

% total sobre capital social

0 0 0

(*) A través de:

Nombre o denominación social del titular directo de la participación

Número de acciones directas

Total:

Detalle las variaciones significativas, de acuerdo con lo

dispuesto en el Real Decreto 1362/2007, realizadas du-

rante el ejercicio:

Fecha de comunicación

Total de acciones directas adquiridas

Total de acciones indirectas adquiridas

% total sobre capital social

A.9. Detalle las condiciones y plazo del mandato vigen-

te de la junta de accionistas al consejo de administración

para emitir, recomprar o transmitir acciones propias.

En la Junta General ordinaria de Accionistas, celebrada el

21 de junio de 2010, se acuerda la autorización para que la

Sociedad y sus filiales puedan adquirir acciones propias al

amparo de lo dispuesto en el artículo 75 y en la disposición

adicional primera de la Ley de Sociedades Anónimas.

I. Revocar y dejar sin efecto, en la parte no utilizada, la au-

torización para la adquisición derivativa de acciones de

la Sociedad, concedida por la Junta General ordinaria de

Accionistas celebrada el 30 de junio de 2009.

II. Autorizar nuevamente la adquisición derivativa de acciones

propias, así como los derechos de suscripción preferente de

las mismas, de acuerdo con el artículo 75 de la Ley de Socie-

dades Anónimas, en las siguientes condiciones:

a) Las adquisiciones podrán realizarse por cualquiera de

las modalidades legalmente admitidas, directamente

por la propia Endesa, S.A., por las Sociedades de su

grupo o por persona interpuesta, hasta la cifra máxi-

ma permitida por la Ley.

b) Las adquisiciones se realizarán a un precio por acción

mínimo de su valor nominal y máximo equivalente a

su valor de cotización más un 5% adicional.

c) La duración de la presente autorización será de 5 años.

La autorización incluye también la adquisición de acciones

que, en su caso, hayan de ser entregadas directamente a los

trabajadores y administradores de la Sociedad o sus filiales,

o como consecuencia del ejercicio de derechos de opción de

que aquéllos sean titulares.


A.10. Indique si existe cualquier restricción a la transmisi-

bilidad de valores y/o cualquier restricción al derecho de

voto. En particular, se comunicará la existencia de cual-

quier tipo de restricciones que puedan dificultar la toma

de control de la sociedad mediante la adquisición de sus

acciones en el mercado.

No

A.11. Indique si la junta general ha acordado adoptar

medidas de neutralización frente a una oferta pública de

adquisición en virtud de lo dispuesto en la Ley 6/2007.

No

En su caso, explique las medidas aprobadas y los términos

en que se producirá la ineficiencia de las restricciones:

A.12. Indique si la sociedad ha emitido valores que no se

negocian en un mercado regulado comunitario.

Sí

En su caso, indique las distintas clases de acciones y, para

cada clase de acciones, los derechos y obligaciones que

confiera.

El capital social de la sociedad es de 1.270.502.540,40 euros y

está íntegramente suscrito y desembolsado.

El capital social está integrado por 1.058.752.117 acciones

de 1,2 euros de valor nominal cada una, que están represen-

tadas por anotaciones en cuenta y pertenecen a una misma

clase (acciones ordinarias).

Las 1.058.752.117 acciones que componen el capital social,

representadas por medio de anotaciones en cuenta tienen la

consideración de valores mobiliarios y se rigen por lo dispues-

to en la normativa reguladora del mercado de valores.

Las acciones de ENDESA, representadas por anotaciones en

cuenta, se hallan inscritas en el Registro Central de IBERCLEAR,

entidad encargada del registro contable de las acciones.

Las acciones de Endesa, S.A. cotizan en las Bolsas españolas y

en la Bolsa «Off shore» de Santiago de Chile.

251GOBIERNO CORPORATIVO B. JUNTA GENERAL

B. Junta General

B.1. Indique si existen diferencias con el régimen de mí-

nimos previsto en la Ley de Sociedades de Capital (LSC)

respecto al quórum de constitución de la junta general.

No

% de quórum distinto al establecido en art. 193 LSC para

supuestos generales

% de quórum distinto al establecido en art. 194 LSC para los supuestos

especiales del art. 194 LSC

Quórum exigido en 1ª convocatoria

0 0

Quórum exigido en 2ª convocatoria

0 0

Descripción de las diferencias

B.2. Indique y, en su caso, detalle si existen diferencias

con el régimen previsto en la Ley de Sociedades de Capi-

tal (LSC) para la adopción de acuerdos sociales:

No

Describa en qué se diferencia del régimen previsto en la LSC.

B.3. Indique las normas aplicables a la modificación de los

estatutos de la sociedad. En particular, se comunicarán las

mayorías previstas para la modificación de los estatutos, así

como, en su caso, las normas previstas para la tutela de los

derechos de los socios en la modificación de los estatutos .

Conforme al artículo 26 de los Estatutos Sociales, para que la Junta

General ordinaria o Extraordinaria pueda acordar válidamente la

modificación de los Estatutos Sociales, será necesaria, en primera

convocatoria, la concurrencia de accionistas presentes o represen-

tados que posean, al menos, el 50% del capital suscrito con dere-

cho a voto. En segunda convocatoria, será suficiente la concurren-

cia del 25% de dicho capital.

Cuando concurran accionistas que representen menos del

50% del capital suscrito con derecho a voto, los acuerdos a

que se refiere el apartado anterior sólo podrán adoptarse vá-

lidamente con el voto favorable de los dos tercios del capital,

presente o representado, en la Junta.

B.4. Indique los datos de asistencia en las juntas genera-

les celebradas en el ejercicio al que se refiere el presente

informe y los del ejercicio anterior:

Datos de asistencia

Fecha junta general

% de presencia

física

% en represen-

tación

% voto a distancia

Total

Voto electró-

nico Otros

22/04/2013 92,070 1,293 0,000 0,029 93,39

22/06/2012 92,075 1,381 0,000 0,039 93,495

B.5. Indique si existe alguna restricción estatutaria que

establezca un número mínimo de acciones necesarias

para asistir a la junta general:

No

B.6. Indique si se ha acordado que determinadas decisio-

nes que entrañen una modificación estructural de la so-

ciedad («filialización», compra-venta de activos operati-

vos esenciales, operaciones equivalentes a la liquidación

de la sociedad…) deben ser sometidas a la aprobación de

la junta general de accionistas, aunque no lo exijan de

forma expresa las Leyes Mercantiles.

No

B.7. Indique la dirección y modo de acceso a la página

web de la sociedad a la información sobre gobierno cor-

porativo y otra información sobre las juntas generales

que deba ponerse a disposición de los accionistas a través

de la página web de la Sociedad.

La dirección de la página web de la Sociedad es www.endesa.com.

Desde la página principal del site se entra al contenido de Go-

bierno Corporativo por dos canales diferentes:

• Directamente en la página principal aparece: Gobierno

Corporativo.

• También se puede acceder a través de: Información para

Accionistas e Inversores-Gobierno Corporativo.

Para acceder a la información sobre Juntas Generales, desde

la convocatoria de Junta y hasta su celebración, existe un ban-

ner en la página principal, con acceso directo. Fuera del perio-

do de Junta se puede acceder por dos canales:

• Gobierno Corporativo/Juntas Generales.

• Información para Accionistas e Inversores/Gobierno Cor-

porativo/Juntas Generales.


C. Estructura de la administración de la sociedad

C.1. Consejo de administración

C.1.1. Número máximo y mínimo de consejeros previstos

en los estatutos sociales:

Número máximo de consejeros 15

Número mínimo de consejeros 9

C.1.2. Complete el siguiente cuadro con los miembros del

consejo:

Nombre o denominación social del consejero Representante Cargo en el consejo

Fecha primer nombramiento

Fecha último nombramiento Procedimiento de elección

Don Borja Prado Eulate — Presidente 20/06/2007 09/05/2011 Votación en Junta de Accionistas

Don Fulvio Conti — Vicepresidente 25/06/2009 22/04/2013 Votación en Junta de Accionistas

Don Andrea Brentan — Consejero Delegado 18/10/2007 26/06/2012 Votación en Junta de Accionistas

Don Massimo Cioffi — Consejero 26/06/2012 26/06/2012 Votación en Junta de Accionistas

Don Gianluca Comin — Consejero 14/09/2009 22/04/2013 Votación en Junta de Accionistas

Don Alejandro Echevarría Busquet — Consejero 25/06/2009 22/04/2013 Votación en Junta de Accionistas

Don Luigi Ferraris — Consejero 18/10/2007 26/06/2012 Votación en Junta de Accionistas

Don Salvador Montejo Velilla — Secretario Consejero 26/06/2012 26/06/2012 Votación en Junta de Accionistas

Don Miquel Roca Junyent — Consejero 25/06/2009 22/04/2013 Votación en Junta de Accionistas

Número total de consejeros 9

Indique los ceses que se hayan producido en el consejo de

administración durante el periodo sujeto a información:


Condición del consejero en el momento de cese Fecha de baja

C.1.3. Complete los siguientes cuadros sobre los miem-

bros del consejo y su distinta condición:

Consejeros Ejecutivos

Nombre o denominación del consejero

Comisión que ha informado su nombramiento

Cargo en el organigrama de la sociedad

Don Borja Prado EulateComisión de Nombramientos y Retribuciones

Presidente

Don Andrea BrentanComisión de Nombramientos y Retribuciones

Consejero Delegado

Don Salvador Montejo Velilla

Comisión de Nombramientos y Retribuciones

Secretario del Consejo de Administración

Número total de consejeros ejecutivos 3

% sobre el total del consejo 33,333

Consejeros Externos Dominicales


Comisión que ha informado su nombramiento

Nombre o denominación del accionista significativo a quien representa o que ha propuesto su nombramiento

Don Fulvio ContiComisión de Nombramientos y Retribuciones

Enel, S.p.A.

Don Gianluca Comin


Enel, S.p.A.

Don Luigi FerrarisComisión de Nombramientos y Retribuciones

Enel, S.p.A.

Don Massimo Cioffi


Enel, S.p.A.

Número total de consejeros dominicales 4

% sobre el total del consejo 44,444

Consejeros Externos Independientes


Perfil


Licenciado en Ciencias Empresariales por la Universidad de Deus-to, especializado Higher School. Ha recibido los Premios Jaume de Cordelles (ESADE), Mejor Empresario Vasco, Mejor Gestión Em-presarial y a los Valores de Empresa en Medios de Comunicación.

Don Miquel Roca Junyent

Licenciado en Derecho por la Universidad de Barcelona, Profesor de Derecho Constitucional en la Universidad Pompeu Fabra de Barcelona y Doctor Honoris Causa por las Universidades de Educación a Distancia de León, Girona y Cádiz.

Número total de consejeros independientes 2

% total del consejo 22,222

253GOBIERNO CORPORATIVO C. ESTRUCTURA DE LA ADMINISTRACIóN DE LA SoCIEDAD

Indique si algún consejero calificado como independien-

te percibe de la sociedad, o de su mismo grupo, cualquier

cantidad o beneficio por un concepto distinto de la re-

muneración de consejero, o mantiene o ha mantenido,

durante el último ejercicio, una relación de negocios con

la sociedad o con cualquier sociedad de su grupo, ya sea

en nombre propio o como accionista significativo, con-

sejero o alto directivo de una entidad que mantenga o

hubiera mantenido dicha relación.

Sí

En su caso, se incluirá una declaración motivada del con-

sejo sobre las razones por las que considera que dicho

consejero puede desempeñar sus funciones en calidad

de consejero independiente.

Nombre o denominación social del consejero:

Don Miquel Roca Junyent.

Descripción de la relación:

Contratación del Despacho Roca Junyent por la participada

de ENDESA, «Endesa Distribución Eléctrica».

Declaración motivada:

El Consejo de Endesa, S.A. entiende que D. Miquel Roca

Junyent desempeña sus funciones en calidad de Consejero

independiente de Endesa, S.A. sin perjuicio de la relación

contractual entre Endesa Distribución Eléctrica (empresa

participada por Endesa, S.A.) y el Despacho Roca Junyent,

al que se le ha encargado el asesoramiento jurídico de un

asunto, atendiendo a:

• La contratación se aprobó con la intervención del Comité de

Auditoría y Cumplimiento y del Consejo de Administración.

• La falta de relevancia de los honorarios.

• La prestación del servicio se produce en condiciones de

mercado y después de un proceso de contratación en el

que se solicitó oferta a diferentes Despachos.

• La contratación afectaba al Despacho Roca Junyent y no in-

dividualmente al Consejero.

• El Sr. Roca no participó en la toma de decisión y negocia-

ción de este contrato, ni por parte del Despacho, ni por par-

te de ENDESA (no participó en el debate y aprobación del

punto referido a la contratación de Despacho Roca Junyent

en el Consejo de Administración de ENDESA).

Otros Consejeros Externos


Comisión que ha informado o propuesto su nombramiento

Número total de otros consejeros externos

% total del consejo

Detalle los motivos por los que no se puedan considerar

dominicales o independientes y sus vínculos, ya sea con

la sociedad o sus directivos, ya sea con sus accionistas:

Nombre o denominación social del consejero Motivos

Sociedad, directivo o accionista con el que mantiene el vínculo

Indique las variaciones que, en su caso, se hayan produci-

do durante el periodo en la tipología de cada consejero:


Fecha del cambio

Condición anterior

Condición actual


C.1.4. Complete el siguiente cuadro con la información

relativa al número de consejeras durante los últimos

4 ejercicios, así como el carácter de tales consejeras:

Número de consejeras % sobre el total de consejeros de cada tipología

Ejercicio t Ejercicio t-1 Ejercicio t-2 Ejercicio t-3 Ejercicio t Ejercicio t-1 Ejercicio t-2 Ejercicio t-3

Ejecutiva — — — — — — — —

Dominical — — — — — — — —

Independiente — — — — — — — —

otras Externas — — — — — — — —

Total 0 0 0 0 0 0 0 0

C.1.5. Explique las medidas que, en su caso, se hayan adop-

tado para procurar incluir en el consejo de administración

un número de mujeres que permita alcanzar una presencia

equilibrada de mujeres y hombres.

Explicación de las medidas

No se han adoptado medidas específicas para incorporar

mujeres al Consejo de Administración. No obstante, ENDESA

tiene aprobado un Plan de Igualdad para sus empleados en

el que reafirma su compromiso de velar por el principio de

igualdad entre mujeres y hombres.

C.1.6. Explique las medidas que, en su caso, haya conve-

nido la comisión de nombramientos para que los proce-

dimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos

que obstaculicen la selección de consejeras, y la compa-

ñía busque deliberadamente e incluya entre los potencia-

les candidatos mujeres que reúnan el perfil profesional

buscado:

Explicación de las medidas

En el artículo 15 del Reglamento del Consejo de Administra-

ción se ha impuesto la obligación a los miembros del Comité de

Nombramientos y Retribuciones de vigilar que los procedimien-

tos de selección no adolezcan de sesgos implícitos.

Cuando, a pesar de las medidas que, en su caso, se hayan

adoptado, sea escaso o nulo el número de consejeras, ex-

plique los motivos que lo justifiquen:

Explicación de los motivos

Es un hecho casual sin ningún motivo o valoración predeterminada.

C.1.7. Explique la forma de representación en el consejo

de los accionistas con participaciones significativas.

El 92,063 % del capital de ENDESA corresponde a un único ac-

cionista, la Sociedad italiana Enel, S.p.A. En el resto del capital,

7,94% no existe ninguna otra participación significativa.

En este sentido, el Consejo de Administración de Endesa, S.A.

está compuesto por nueve miembros, dos independientes,

cuatro dominicales (representantes de Enel, S.p.A.) y tres eje-

cutivos (Presidente, Consejero Delegado y Secretario Conse-

jero), que han sido nombrados en sus actuales cargos siendo

la Sociedad Enel, S.p.A. accionista controlador.

C.1.8. Explique, en su caso, las razones por las cuales se han

nombrado consejeros dominicales a instancia de accionistas

cuya participación accionarial es inferior al 5% del capital:

Indique si no se han atendido peticiones formales de

presencia en el consejo procedentes de accionistas cuya

participación accionarial es igual o superior a la de otros

a cuya instancia se hubieran designado consejeros domi-

nicales. En su caso, explique las razones por las que no se

hayan atendido:

No

C.1.9. Indique si algún consejero ha cesado en su cargo

antes del término de su mandato, si el mismo ha explica-

do sus razones y a través de qué medio, al consejo, y, en

caso de que lo haya hecho por escrito a todo el consejo,

explique a continuación, al menos los motivos que el mis-

mo ha dado:

No


C.1.10. Indique, en el caso de que exista, las facultades

que tienen delegadas el o los consejero/s delegado/s:

Nombre o denominación social del consejero Breve descripción

Don Andrea Brentan

Desde el 30 de junio de 2009, el Consejo de Administración ha delegado, a favor del Consejero Delegado, todas y cada una de las facultades del Consejo de Administración legal y estatutariamente delegables.Todas las facultades delegadas a favor del Consejero Delegado de Endesa, S.A., Don Andrea Brentan, se ejercerán por éste de forma solidaria respecto de todas las que correspondan a la comisión ejecutiva del Consejo de Administración de la Sociedad.

C.1.11. Identifique, en su caso, a los miembros del conse-

jo que asuman cargos de administradores o directivos en

otras sociedades que formen parte del grupo de la socie-

dad cotizada:


Denominación social de la entidad del grupo Cargo

Don Borja Prado Eulate Enersis, S.A. Vicepresidente

Don Andrea Brentan Enersis, S.A. Consejero

Don Luigi Ferraris Enersis, S.A. Consejero

C.1.12. Detalle, en su caso, los consejeros de su sociedad que

sean miembros del consejo de administración de otras enti-

dades cotizadas en mercados oficiales de valores distintas de

su grupo, que hayan sido comunicadas a la sociedad:


Denominación social de la entidad cotizada Cargo

Don Borja Prado EulateMediaset España Comunicación, S.A.

Consejero

Don Fulvio Conti RCS MediaGroup S.p.A. Consejero

Don Fulvio Conti AoN Corporation Consejero

Don Fulvio Conti Barclays Plc Consejero


Compañía Vinícola del Norte de España

Consejero


Mediaset España Comunicaciones, S.A.

Presidente

Don Miquel Roca Junyent ACS, S.A. Consejero

C.1.13. Indique y, en su caso, explique si la sociedad ha

establecido reglas sobre el número de consejos de los que

puedan formar parte sus consejeros:

No

C.1.14. Señale las políticas y estrategias generales de la

sociedad que el consejo en pleno se ha reservado aprobar:

Sí No

La política de inversiones y financiación X

La definición de la estructura del grupo de sociedades X

La política de gobierno corporativo X

La política de responsabilidad social corporativa X

El plan estratégico o de negocio, así como los objetivos de gestión y presupuesto anuales

X

La política de retribuciones y evaluación del desempeño de los altos directivos

X

La política de control y gestión de riesgos, así como el seguimiento periódico de los sistemas internos de información y control

X

La política de dividendos, así como la de autocartera y, en especial, sus límites

X

C.1.15. Indique la remuneración global del consejo de

administración:

Remuneración del consejo de administración (miles de euros) 5.920

Importe de la remuneración global que corresponde a los derechos acumulados por los consejeros en materia de pensiones (miles de euros)

4.414

Remuneración global del consejo de administración (miles de euros)

C.1.16. Identifique a los miembros de la alta dirección que no

sean a su vez consejeros ejecutivos, e indique la remunera-

ción total devengada a su favor durante el ejercicio:

Nombre o denominación social Cargo/s

Don Francisco Borja Acha Besga Director General de Asesoría Jurídica

Don José Damián Bogas Gálvez Director General de España y Portugal

Don Paolo BondiDirector General Económico Financiero

Don Francesco Buresti Director General de Compras

Don Enrique Durand Baquerizo Director General de Auditoría

Don Rafael López Rueda Director General de Sistemas y Telecomunicaciones

Don Alfonso López Sánchez Director General de Comunicación

Don Héctor López Vilaseco Director General de Estrategia y Desarrollo

Don José Luis Puche CastillejoDirector General de Recursos Humanos y organización

Don Alberto Fernández Torres Director General de Comunicación

Don Federico Fea Director General de Innovación

Don Ignacio Antoñanzas Alvear Director General de Latinoamérica / Director General Chile

Remuneración total alta dirección (en miles de euros) 10.844


C.1.17. Indique, en su caso, la identidad de los miembros

del consejo que sean, a su vez, miembros del consejo de

administración de sociedades de accionistas significati-

vos y/o en entidades de su grupo:


Denominación social del accionista significativo Cargo

Don Borja Prado Eulate Enel Energy Europe, S.R.L. Consejero

Don Fulvio Conti Enel, S.p.A.Consejero Delegado y D. General

Don Fulvio Conti Enel Energy Europe, S.R.L. Presidente

Don Andrea Brentan Enel Energy Europe, S.R.L. Consejero Delegado

Don Andrea Brentan Enel Green Power, S.p.A. Consejero

Don Andrea Brentan Enel Investment Holding Consejero

Don Luigi Ferraris Enel Green Power, S.p.A. Presidente

Don Luigi Ferraris Enel Factor, S.p.A. Presidente

Don Luigi Ferraris Enel Servizi, S.R.L. Presidente

Don Luigi Ferraris Enel Distribuzione, S.p.A. Consejero

Don Luigi Ferraris Enel Produzione, S.p.A. Consejero

Don Luigi Ferraris Enel Investment Holding Consejero

Don Gianluca Comin Enel Servizi, S.R.L. Consejero Delegado

Detalle, en su caso, las relaciones relevantes distintas de

las contempladas en el epígrafe anterior, de los miem-

bros del consejo de administración que les vinculen

con los accionistas significativos y/o en entidades de su

grupo:

C.1.18. Indique si se ha producido durante el ejercicio al-

guna modificación en el reglamento del consejo:

No

C.1.19. Indique los procedimientos de selección, nom-

bramiento, reelección, evaluación y remoción de los

consejeros. Detalle los órganos competentes, los trámi-

tes a seguir y los criterios a emplear en cada uno de los

procedimientos.

Selección y nombramiento:

Según lo dispuesto en el artículo 38 de los Estatutos Socia-

les, corresponde a la Junta General la competencia tanto del

nombramiento como de la separación de los miembros del

Consejo de Administración.

Por su parte, el Consejo de Administración nombrará los Con-

sejeros, en el caso de que se produzca una vacante, hasta que

se reúna la primera Junta General (arts. 5 y 6 del Reglamento

del Consejo de Administración).

Asimismo, el Comité de Nombramientos y Retribuciones de

ENDESA tiene encomendadas las funciones de informar y pro-

poner al Consejo de Administración el nombramiento de los

consejeros, ya sea por el supuesto de cooptación como para

su propuesta a la Junta General (art. 53 de los Estatutos Socia-

les y art. 15 del Reglamento del Consejo de Administración).

La propuesta de nombramiento de Consejeros que formule

el Consejo, en función de la propuesta o previo informe del

Comité de Nombramiento y Retribuciones, recaerá en perso-

nas de reconocido prestigio que posean la experiencia y los

conocimientos profesionales adecuados para el ejercicio de

sus funciones y que asuman un compromiso de dedicación

suficiente para el desempeño de las tareas de aquél (art.5 del

Reglamento del Consejo de Administración). En este sentido,

también garantizará que los procedimientos de selección

no adolezcan de sesgos implícitos que obstaculicen la selec-

ción de consejeras (art. 15.7 del Reglamento del Consejo de

Administración).

Además, el Comité de Nombramientos y Retribuciones deberá

evaluar las competencias, conocimientos y experiencia nece-

sarios en el Consejo. Definir, en consecuencia, las funciones y

aptitudes necesarias en los candidatos que deban cubrir cada

vacante, y evaluar el tiempo y dedicación precisos para que

puedan desempeñar bien su cometido (art. 15 del Reglamento


Reelección:

En ENDESA, el cargo de Consejero es reelegible (art. 5 del Re-

glamento del Consejo de Administración). Asimismo, la dura-

ción de los cargos de Consejeros será de cuatro años, pudien-

do ser reelegidos por periodos de igual duración (art. 39 de

los Estatutos Sociales).

De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 24 del Reglamento del

Consejo de Administración, el Comité de Nombramientos y Retri-

buciones informará con carácter preceptivo sobre la propuesta de

reelección de los Consejeros que el Consejo decida presentar a la

Junta General. En este sentido, el Consejo de Administración apro-

bará la propuesta de reelección de Consejero en el caso de que

se trate de Consejeros Independientes, y previo informe de dicho


Comité en el caso de los restantes consejeros (según lo dispuesto

en el artículo 21 del Reglamento del Consejo de Administración).

Evaluación:

Como señala el artículo 6.5 del Reglamento del Consejo de Admi-

nistración, con carácter anual, el Consejo evaluará la calidad y efi-

ciencia del funcionamiento del Consejo así como el desempeño de

las funciones por el Presidente y el CEo, en función de un informe

que eleve el Comité de Nombramientos y Retribuciones.

Asimismo, será el propio Presidente, como responsable del

eficaz funcionamiento del Consejo, quien organizará y coor-

dinará con los presidentes de las Comisiones relevantes la

evaluación periódica del Consejo (art. 34.3 del Reglamento


Remoción:

Como se ha señalado con anterioridad, el cargo de Consejero

es renunciable, revocable y reelegible (art. 5 del Reglamento

del Consejo de Administración). De acuerdo con lo dispuesto

en el artículo 39 de los Estatutos Sociales, la duración de los

cargos de Consejeros será de cuatro años.

En este sentido, el artículo 25 del Reglamento del Consejo regula

esta circunstancia. Así, los Consejeros cesarán en el cargo cuando

haya transcurrido el periodo para el que fueron nombrados, así

como en todos los demás supuestos en que así proceda de acuer-

do con la legislación aplicable y la normativa interna de ENDESA.

Por su parte, es competencia de la Junta General «la separación

de los miembros del Consejo de Administración» tal como indica

el artículo 38 de los Estatutos Sociales.

Por otra parte, los Consejeros deberán poner su cargo a dis-

posición del Consejo, y formalizar la correspondiente dimi-

sión cuando:

A) Su permanencia en el Consejo de Administración pueda

perjudicar al crédito y reputación de la sociedad.

B) Se vean incursos en alguno de los supuestos de incompa-

tibilidad o prohibición previstos legalmente y cuando el Con-

sejo, previo informe del Comité de Nombramientos y Retri-

buciones resuelva que el Consejero ha infringido gravemente

sus obligaciones.

Asimismo, cuando por cualquier causa se produzca el cese de

un Consejero, éste no podrá prestar servicios en otra entidad

competidora durante el plazo de dos años, salvo que el Con-

sejo le dispense de esta obligación, o acorte la duración de la

referida prohibición.

Finalmente, en el caso de que un Consejero cese en su cargo, ya

sea por dimisión o por otro motivo, antes del término de su man-

dato, deberá explicar las razones en una carta que remitirá a todos

los miembros del Consejo. Sin perjuicio de que dicho cese se co-

munique como hecho relevante, se deberá dar cuenta del motivo

del cese en el Informe Anual de Gobierno Corporativo.

C.1.20. Indique si el consejo de administración ha proce-

dido durante el ejercicio a realizar una evaluación de su

actividad:

Sí

En su caso, explique en qué medida la autoevaluación

ha dado lugar a cambios importantes en su organiza-

ción interna y sobre los procedimientos aplicables a sus

actividades:

Descripción modificaciones

C.1.21. Indique los supuestos en los que están obligados

a dimitir los consejeros.

Los Consejeros deberán presentar su renuncia al cargo y for-

malizar su dimisión cuando incurran en cualquiera de los su-

puestos establecidos en el artículo 25.2 del Reglamento del

Consejo de Administración. En este sentido, este artículo es-

tablece dos supuestos:

A) Cuando la permanencia del Consejero en el Consejo de

Administración pueda perjudicar al crédito y reputación de

ENDESA.

B) Cuando el Consejero se vea incurso en alguno de los su-

puestos de incompatibilidad o prohibición previstos legal-

mente y cuando el Consejo, previo informe del Comité de

Nombramientos y Retribuciones resuelva que el Consejero ha

infringido gravemente sus obligaciones.


Asimismo, en el caso de que el Consejero haya dimitido antes

del término de su mandato, éste deberá exponer las razones

en una carta que remitirá a todos los miembros del Conse-

jo. Asimismo, y sin perjuicio de que dicho cese se comunique

como hecho relevante, se deberá dar cuenta del motivo del

cese en el Informe Anual de Gobierno Corporativo (artículo

25.4 del Reglamento del Consejo de Administración).

C.1.22. Indique si la función de primer ejecutivo de la sociedad

recae en el cargo de presidente del consejo. En su caso, expli-

que las medidas que se han tomado para limitar los riesgos de

acumulación de poderes en una única persona:

No

Indique y, en su caso, explique si se han establecido reglas

que facultan a uno de los consejeros independientes para

solicitar la convocatoria del consejo o la inclusión de nuevos

puntos en el orden del día, para coordinar y hacerse eco de

las preocupaciones de los consejeros externos y para dirigir

la evaluación por el consejo de administración:

No

C.1.23. ¿Se exigen mayorías reforzadas, distintas de las

legales, en algún tipo de decisión?:

No

En su caso, describa las diferencias.

C.1.24. Explique si existen requisitos específicos, distin-

tos de los relativos a los consejeros, para ser nombrado

presidente del consejo de administración.

No

C.1.25. Indique si el presidente tiene voto de calidad:

Sí

Materias en las que existe voto de calidad:

De conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los Esta-

tutos Sociales, «el Consejo deliberará sobre las cuestiones con-

tenidas en el orden del día y también sobre todas aquellas que

el Presidente o la mayoría de los Vocales presentes o represen-

tados propongan, aunque no estuvieran incluidas en el mismo.

Los acuerdos se adoptarán por mayoría absoluta de los conseje-

ros, presentes o representados, concurrentes a la sesión. En caso

de empate tendrá voto de calidad el Presidente o quien haga sus

veces en la reunión. Lo previsto en el presente apartado se en-

tenderá sin perjuicio de aquellos acuerdos para cuya adopción

se exija una mayoría cualificada de consejeros por los presentes

Estatutos o la legislación vigente».

C.1.26. Indique si los estatutos o el reglamento del con-

sejo establecen algún límite a la edad de los consejeros:

No

C.1.27. Indique si los estatutos o el reglamento del consejo

establecen un mandato limitado para los consejeros inde-

pendientes, distinto al establecido en la normativa:

No

C.1.28. Indique si los estatutos o el reglamento del conse-

jo de administración establecen normas específicas para

la delegación del voto en el consejo de administración, la

forma de hacerlo y, en particular, el número máximo de

delegaciones que puede tener un consejero, así como si

se ha establecido obligatoriedad de delegar en un con-

sejero de la misma tipología. En su caso, detalle dichas

normas brevemente.

Los Estatutos de la Sociedad, en su artículo 45, establecen

que «la representación deberá conferirse por escrito y con ca-

rácter especial para cada Consejo, no pudiendo ostentar cada

Consejero más de tres representaciones, con excepción del

Presidente, que no tendrá ese límite, aunque no podrá repre-

sentar a la mayoría del Consejo».

Por otra parte, el artículo 11 del Reglamento del Consejo de

Administración señala que «cada Consejero podrá conferir su

representación a otro miembro del Consejo, de acuerdo con

lo establecido en los Estatutos de la Sociedad».

C.1.29. Indique el número de reuniones que ha manteni-

do el consejo de Administración durante el ejercicio. Asi-

mismo señale, en su caso, las veces que se ha reunido el

consejo sin la asistencia de su presidente. En el cómputo


se considerarán asistencias las representaciones realizadas

con instrucciones específicas.

Número de reuniones del consejo 12

Número de reuniones del consejo sin la asistencia del presidente 0

Indique el número de reuniones que han mantenido en

el ejercicio las distintas comisiones del consejo:

Número de reuniones de la comisión ejecutiva o delegada 0

Número de reuniones del comité de auditoría 9

Número de reuniones de la comisión de nombramientos y retribuciones 9

Número de reuniones de la comisión de nombramientos —

Número de reuniones de la comisión de retribuciones —

Número de reuniones de la comisión _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ —

C.1.30. Indique el número de reuniones que ha manteni-

do el consejo de Administración durante el ejercicio con la

asistencia de todos sus miembros. En el cómputo se con-

siderarán asistencias las representaciones realizadas con

instrucciones específicas:

Asistencias de los consejeros 12

% de asistencias sobre el total de votos durante el ejercicio 100 %

C.1.31. Indique si están previamente certificadas las

cuentas anuales individuales y consolidadas que se pre-

sentan al consejo para su aprobación:

Sí

Identifique, en su caso, a la/s persona/s que ha/han cer-

tificado las cuentas anuales individuales y consolidadas

de la sociedad, para su formulación por el consejo:

Nombre Cargo

Don Paolo Bondi Director General Económico Financiero

Don Andrea Brentan Consejero Delegado

C.1.32. Explique, si los hubiera, los mecanismos estable-

cidos por el consejo de Administración para evitar que las

cuentas individuales y consolidadas por él formuladas se

presenten en la junta general con salvedades en el infor-

me de auditoría.

Con carácter previo a la celebración del Consejo de Admi-

nistración en que se procederá a la formulación de cuentas,

y al objeto de evitar que las cuentas individuales y conso-

lidadas formuladas por el Consejo de Administración se

presenten a la Junta General con salvedades en el informe

de auditoría, el auditor de cuentas remite al Consejo de

Administración una carta con las principales conclusiones

de su trabajo.

C.1.33. ¿El secretario del consejo tiene la condición de

consejero?

Sí

C.1.34. Explique los procedimientos de nombramiento y

cese del secretario del consejo, indicando si su nombra-

miento y cese han sido informados por la comisión de

nombramientos y aprobados por el pleno del consejo.

Procedimiento de nombramiento y cese

El Consejo en pleno, a propuesta del Presidente, y previo in-

forme del Comité de Nombramientos y Retribuciones, nom-

brará un Secretario, licenciado en Derecho (art. 37 del Regla-

mento del Consejo de Administración).

Sí No

¿La comisión de nombramientos informa del nombramiento? X

¿La comisión de nombramientos informa del cese? X

¿El consejo en pleno aprueba el nombramiento? X

¿El consejo en pleno aprueba el cese? X

¿Tiene el secretario del consejo encomendada la función

de velar, de forma especial, por el seguimiento de las re-

comendaciones de buen gobierno?

Sí

Observaciones

Establece el artículo 37 del Reglamento del Consejo que el Se-

cretario debe velar por la observancia de los principios y crite-

rios de Gobierno Corporativo y las disposiciones estatutarias

y reglamentarias de la Sociedad.


C.1.35. Indique, si los hubiera, los mecanismos establecidos

por la sociedad para preservar la independencia de los audi-

tores externos, de los analistas financieros, de los bancos de

inversión y de las agencias de calificación.

De conformidad con lo establecido en el artículo 52 de los

Estatutos Sociales de la Compañía, es el Comité de Auditoría

y Cumplimiento el encargado de velar por el cumplimiento

del buen gobierno corporativo y la transparencia en todas las

actuaciones de la Sociedad en los ámbitos económico-finan-

cieros y de auditoría externa y cumplimiento y de auditoría

interna, teniendo encomendado para ello la relación con los

auditores externos para recibir información sobre aquellas

cuestiones que puedan poner en riesgo la independencia

de éstos y cualesquiera otras relacionadas con el proceso de

desarrollo de la auditoría de cuentas, la supervisión de la efi-

cacia del sistema de control interno de la sociedad, los ser-

vicios de auditoría interna y los sistemas de gestión de ries-

gos, así como aquellas otras comunicaciones previstas en la

legislación de auditoría de cuentas y en las normas técnicas

de auditoría. En todo caso, el Comité de Auditoría y Cumpli-

miento deberá recibir anualmente de los auditores de cuen-

tas o sociedades de auditoría la confirmación escrita de su

independencia frente a la Sociedad y/o entidades vinculadas

a ésta directa o indirectamente, así como la información de

los servicios adicionales de cualquier clase prestados y emitir

anualmente, con carácter previo a la emisión del informe de

auditoría de cuentas, un informe en el que se expresará una

opinión sobre la independencia de los auditores de cuentas

o sociedades de auditoría. Este informe deberá pronunciarse,

en todo caso, sobre la prestación de los servicios adicionales a

que hace referencia el apartado anterior.

Por otra parte, no existen relaciones diferentes de las deriva-

das de las actividades profesionales con analistas financieros,

bancos de inversión y agencias de calificación de riesgos.

C.1.36. Indique si durante el ejercicio la Sociedad ha cam-

biado de auditor externo. En su caso identifique al audi-

tor entrante y saliente:

No

C.1.37. Indique si la firma de auditoría realiza otros trabajos

para la sociedad y/o su grupo distintos de los de auditoría

y en ese caso declare el importe de los honorarios recibidos

por dichos trabajos y el porcentaje que supone sobre los ho-

norarios facturados a la sociedad y/o su grupo:

No

Sociedad Grupo Total

Importe de otros trabajos distintos de los de auditoría (miles de euros)

0 0 0

Importe trabajos distintos de los de auditoría / Importe total facturado por la firma de auditoría (en %)

0 0 0

C.1.38. Indique si el informe de auditoría de las cuentas

anuales del ejercicio anterior presenta reservas o salve-

dades. En su caso, indique las razones dadas por el presi-

dente del comité de auditoría para explicar el contenido y

alcance de dichas reservas o salvedades.

No

C.1.39. Indique el número de ejercicios que la firma ac-

tual de auditoría lleva de forma ininterrumpida realizando

la auditoría de las cuentas anuales de la sociedad y/o su

grupo. Asimismo, indique el porcentaje que representa el

número de ejercicios auditados por la actual firma de au-

ditoría sobre el número total de ejercicios en los que las

cuentas anuales han sido auditadas:

Sociedad Grupo

Número de ejercicios ininterrumpidos 3 3

Sociedad Grupo

Nº de ejercicios auditados por la firma actual de auditoría / Nº de ejercicios que la sociedad ha sido auditada (en %)

9,09% 11,54%

C.1.40. Indique y, en su caso, detalle si existe un procedi-

miento para que los consejeros puedan contar con aseso-

ramiento externo:

Sí

Detalle el procedimiento

El derecho de asesoramiento e información está regulado en

el artículo 30 del Reglamento del Consejo de Administración:

Los consejeros, cuando así lo exija el desempeño de sus fun-

ciones, tendrán acceso a todos los servicios de la Sociedad


y podrán recabar la información y asesoramiento que nece-

siten sobre cualquier aspecto. El derecho de información se

extiende a las sociedades participadas, y se recabará del Presi-

dente, a través del Secretario del Consejo, instrumentándose

por el Consejero Delegado.

Los consejeros, por mayoría, tendrán, además, la facultad de

proponer al Consejo la contratación, con cargo a la Sociedad,

de asesores legales, contables, técnicos, financieros, comer-

ciales o de cualquier otra índole que consideren necesarios

con el fin de ser auxiliados en el ejercicio de sus funciones

cuando se trate de problemas concretos de cierto relieve y

complejidad, ligados al ejercicio de su cargo.

La propuesta anterior deberá ser comunicada al Presidente de la

Sociedad, a través del Secretario del Consejo, y será instrumentada

por el Consejero Delegado. El Consejo podrá negar su aprobación

a la financiación del asesoramiento al que se refiere el apartado

anterior, por la innecesariedad del mismo para el desempeño de

las funciones encomendadas, por su cuantía desproporcionada en

relación con la importancia del problema, o cuando considere que

dicha asistencia técnica pueda ser prestada adecuadamente por

personas de la propia Sociedad.

La Sociedad establecerá un programa de orientación que

proporcionará a los nuevos consejeros un conocimiento rá-

pido y suficiente de la empresa, así como de sus reglas de go-

bierno corporativo. Además ofrecerá también a los conseje-

ros programas de actualización de conocimientos cuando las

circunstancias lo aconsejen.

C.1.41. Indique y, en su caso, detalle si existe un proce-

dimiento para que los consejeros puedan contar con la

información necesaria para preparar las reuniones de los

órganos de administración con tiempo suficiente:

Sí

Detalle el procedimiento

El artículo 42 de los Estatutos Sociales de la Compañía señala

que: «Los Consejeros, por virtud de su cargo, quedarán obli-

gados a: a) Recabar la información necesaria y preparar ade-

cuadamente las reuniones del Consejo y de los órganos so-

ciales a los que pertenezcan», de conformidad con lo anterior

los servicios de la Compañía proveen a los consejeros de la

información correspondiente a la reunión con, en la medida

de lo posible, siete días de antelación y, en cualquier caso, con

48 horas de antelación.

C.1.42. Indique y, en su caso, detalle si la sociedad ha es-

tablecido reglas que obliguen a los consejeros a informar

y, en su caso, dimitir en aquellos supuestos que puedan

perjudicar al crédito y reputación de la sociedad:

Sí

Explique las reglas

El artículo 25 del Reglamento del Consejo establece que los

consejeros cesarán en el cargo cuando haya transcurrido el

periodo para el que fueron nombrados, así como en todos los

demás supuestos en que así proceda de acuerdo con la Ley,

los Estatutos y el presente Reglamento.

Los consejeros deberán poner su cargo a disposición del Con-

sejo, y formalizar la correspondiente dimisión cuando se vean

incursos en alguno de los supuestos de incompatibilidad o

prohibición previstos legalmente y cuando su permanencia

en el Consejo de Administración pueda perjudicar al crédito

y reputación de la Sociedad o el Consejo, previo informe del

Comité de Nombramientos y Retribuciones resuelva que el

consejero ha infringido gravemente sus obligaciones.

C.1.43. Indique si algún miembro del consejo de adminis-

tración ha informado a la sociedad que ha resultado pro-

cesado o se ha dictado contra él auto de apertura de juicio

oral, por alguno de los delitos señalados en el artículo 213

de la Ley de Sociedades de Capital:

No

Indique si el consejo de administración ha analizado el

caso. Si la respuesta es afirmativa explique de forma ra-

zonada la decisión tomada sobre si procede o no que el

consejero continúe en su cargo o, en su caso, exponga las

actuaciones realizadas por el consejo de administración

hasta la fecha del presente informe o que tenga previsto

realizar.

C.1.44. Detalle los acuerdos significativos que haya cele-

brado la sociedad y que entren en vigor, sean modificados


o concluyan en caso de cambio de control de la sociedad

a raíz de una oferta pública de adquisición, y sus efectos.

ENDESA y sus filiales tienen préstamos u otros acuerdos financie-

ros con entidades financieras por un importe equivalente a 663

millones de euros que podrían ser susceptibles de amortización

anticipada si se produce un cambio de control en ENDESA. Asi-

mismo, contratos de derivados con un valor de mercado bruto de

2,55 millones de euros (30 millones de euros de nocional) podrían

ser objeto de amortización anticipada como consecuencia del

cambio de control.

C.1.45. Identifique de forma agregada e indique, de for-

ma detallada, los acuerdos entre la sociedad y sus cargos

de administración y dirección o empleados que dispongan

indemnizaciones, cláusulas de garantía o blindaje, cuando

éstos dimitan o sean despedidos de forma improcedente o

si la relación contractual llega a su fin con motivo de una

oferta pública de adquisición u otro tipo de operaciones.

Número de beneficiarios

43

Tipo de beneficiario

Consejeros Ejecutivos, Altos directivos y Directivos.

Descripción del acuerdo

Este tipo de cláusulas es el mismo en los contratos de los Conseje-

ros Ejecutivos y de los Altos Directivos de la Sociedad y de su Gru-

po, han sido aprobadas por el Consejo de Administración previo

informe del Comité de Nombramientos y Retribuciones y recogen

supuestos de indemnización para extinción de la relación laboral

y pacto de no competencia postcontractual.

El régimen de estas cláusulas, para los Consejeros Ejecutivos y

Altos Directivos, es el siguiente:

Extinción:

• Por mutuo acuerdo: indemnización equivalente, según los

casos, de una a cuatro veces la retribución anual.

• Por decisión unilateral del Directivo: sin derecho de indemniza-

ción, salvo que el desistimiento se base en un incumplimiento

grave y culpable de la Sociedad de sus obligaciones o vaciamien-

to del puesto, cambio de control o demás supuestos de extinción

indemnizada previstos en el Real Decreto 1382/1985.

• Por desistimiento de la Sociedad: indemnización igual a la

del punto primero.

• Por decisión de la Sociedad basada en una conducta grave-

mente dolosa y culpable del directivo en el ejercicio de sus

funciones: sin derecho a indemnización.

Estas condiciones son alternativas a las derivadas de la modi-

ficación de la relación laboral preexistente o de la extinción

de ésta por prejubilación para Altos Directivos.

Pacto de no competencia postcontractual:

En la gran mayoría de los contratos se exige al Alto Directivo

cesante que no ejerza una actividad en competencia con EN-

DESA, durante el periodo de dos años. En contraprestación, el

Directivo tendrá derecho a cobrar una cantidad máxima equi-

valente a 1,25 veces la retribución anual.

Si bien los contratos del personal directivo no suelen incluir

cláusulas de extinción, en los casos en los que las hay, se agru-

pan de acuerdo con los siguientes modelos:

1. Similar al descrito para los Consejeros Ejecutivos y Alta Di-

rección, con excepción en algunos supuestos específicos de

indemnización de los Altos Directivos.

2. Establecen el derecho de cobro de hasta una anualidad de

Retribución Total en caso de baja en la empresa por causa no

imputable al directivo.

3. Establecen el derecho de cobro de una mensualidad y me-

dia de retribución por año de servicio, para determinados su-

puestos de desvinculación de la Empresa.

Indique si estos contratos han de ser comunicados y/o

aprobados por los órganos de la sociedad o de su grupo:

Consejo de administración Junta general

órgano que autoriza las cláusulas Sí

Sí No

¿Se informa a la junta general sobre las cláusulas? X


C.2. Comisiones del consejo de administración

C.2.1. Detalle todas las comisiones del consejo de adminis-

tración, sus miembros y la proporción de consejeros domi-

nicales e independientes que las integran:

Comisión Ejecutiva o Delegada

Nombre Cargo Tipología

Don Borja Prado Eulate Presidente Ejecutivo

Don Andrea Brentan Vocal Ejecutivo

Don Fulvio Conti Vocal Dominical

Don Luigi Ferraris Vocal Dominical

Don Miquel Roca Junyent Vocal Independiente

% de consejeros ejecutivos 40%

% de consejeros dominicales 40%

% de consejeros independientes 20%

% de otros externos

Comité de Auditoría


Don Miquel Roca Junyent Presidente Independiente

Don Alejandro Echevarría Busquet Vocal Independiente

Don Borja Prado Eulate Vocal Ejecutivo


% de consejeros ejecutivos 25%



% de otros externos



Don Alejandro Echevarría Busquet Presidente Independiente


Don Miquel Roca Junyent Vocal Independiente

Don Massimo Cioffi Vocal Dominical

% de consejeros ejecutivos



% de otros externos

C.2.2. Complete el siguiente cuadro con la información

relativa al número de consejeras que integran las comi-

siones del consejo de administración durante los últimos

cuatro ejercicios:

Número de consejeras

Ejercicio tNúmero %

Ejercicio t-1Número %



Comisión ejecutiva 0 0 0 0

Comité de auditoría 0 0 0 0

Comisión de nombramientos y retribuciones

0 0 0 0

C.2.3. Señale si corresponden al comité de auditoría las

siguientes funciones:

Sí No

Supervisar el proceso de elaboración y la integridad de la infor-mación financiera relativa a la sociedad y, en su caso, al grupo, revisando el cumplimiento de los requisitos normativos, la ade-cuada delimitación del perímetro de consolidación y la correcta aplicación de los criterios contables

X

Revisar periódicamente los sistemas de control interno y gestión de riesgos, para que los principales riesgos se iden-tifiquen, gestionen y den a conocer adecuadamente

X

Velar por la independencia y eficacia de la función de au-ditoría interna; proponer la selección, nombramiento, re-elección y cese del responsable del servicio de auditoría interna; proponer el presupuesto de ese servicio; recibir in-formación periódica sobre sus actividades; y verificar que la alta dirección tiene en cuenta las conclusiones y recomen-daciones de sus informes

X

Establecer y supervisar un mecanismo que permita a los empleados comunicar, de forma confidencial y, si se consi-dera apropiado, anónima, las irregularidades de potencial trascendencia, especialmente financieras y contables, que adviertan en el seno de la empresa

X

Elevar al consejo las propuestas de selección, nombramien-to, reelección y sustitución del auditor externo, así como las condiciones de su contratación

X

Recibir regularmente del auditor externo información sobre el plan de auditoría y los resultados de su ejecución, y veri-ficar que la alta dirección tiene en cuenta sus recomenda-ciones

X

Asegurar la independencia del auditor externo X

C.2.4. Realice una descripción de las reglas de organización

y funcionamiento, así como las responsabilidades que tie-

nen atribuidas cada una de las comisiones del consejo.

Denominación comisión: Comisión de Nombramientos y

Retribuciones.

Breve descripción: El Reglamento del Consejo de Adminis-

tración regula en su artículo 15 el Comité de Nombramientos

y Retribuciones:


15.1. El Comité de Nombramientos y Retribuciones estará in-

tegrado por un mínimo de cuatro y un máximo de seis miem-

bros del Consejo de Administración, designados con el voto

favorable de la mayoría del propio Consejo. En su composi-

ción deberán ser mayoría los consejeros no ejecutivos. El Con-

sejo de Administración procurará designar a los miembros

del Comité de Nombramientos y Retribuciones, teniendo en

cuenta sus conocimientos, aptitudes y experiencia.

15.2. El Presidente del Comité de Nombramientos y Retribu-

ciones será designado por el Consejo de Administración, de

entre los consejeros no ejecutivos, con el voto favorable de la

mayoría del propio Consejo. El Presidente deberá ser sustituido

cada cuatro años, pudiendo ser reelegido una vez transcurrido

un plazo de un año desde su cese. A falta de Presidente, le sus-

tituirá el consejero designado provisionalmente por el Consejo

de Administración, y en su defecto, el miembro del Comité de

mayor edad.

15.3. El Comité de Nombramientos y Retribuciones se reu-

nirá cuantas veces lo convoque su Presidente, cuando así lo

decidan la mayoría de sus miembros o a solicitud del Consejo

de Administración. Las sesiones del Comité tendrán lugar en

el domicilio social o en cualquier otro que determine el Presi-

dente y que se señale en la convocatoria. El Comité quedará

válidamente constituido cuando concurran la mayoría de sus

miembros.

15.4. Los acuerdos deberán adoptarse con el voto favorable

de la mayoría de los consejeros concurrentes a la sesión. En

caso de empate, el voto del Presidente, o quien ejerza sus fun-

ciones, tendrá carácter dirimente.

15.5. El Comité de Nombramientos y Retribuciones podrá re-

cabar asesoramiento externo cuando lo considere necesario

para el desempeño de sus funciones.

15.6. El Secretario del Comité será el del Consejo de Admi-

nistración y levantará acta de los acuerdos adoptados, de los

que se dará cuenta al Consejo.

15.7. El Comité de Nombramientos y Retribuciones tendrá

encomendadas, entre otras, las funciones de informar y pro-

poner el nombramiento de los miembros del Consejo de Ad-

ministración, ya sea por el supuesto de cooptación como para

su propuesta a la Junta General, garantizando que los proce-

dimientos de selección no adolezcan de sesgos implícitos que

obstaculicen la selección de consejeras. Asimismo, informará

acerca de sus retribuciones.

Además, el Comité tendrá encomendadas las siguientes fun-

ciones: Evaluar las competencias, conocimientos y experiencia

necesarios en el Consejo; definir, en consecuencia, las funcio-

nes y aptitudes necesarias en los candidatos que deban cubrir

cada vacante; y evaluar el tiempo y dedicación precisos para

que puedan desempeñar bien su cometido.

Proponer al Consejo de Administración los miembros que deban

formar la Comisión Ejecutiva y cada uno de los Comités.

Informar al Consejo de Administración sobre los nombra-

mientos y ceses relativos a la Alta Dirección de ENDESA, así

como de los Primeros Ejecutivos de Enersis, Chilectra y Endesa

Chile.

Aprobar las retribuciones de los miembros de la Alta Direc-

ción en los términos definidos en el apartado anterior.

Decidir la adopción de esquemas de retribución para la Alta

Dirección que tengan en cuenta los resultados de las empre-

sas. Igualmente, deberá conocer y valorar la política de direc-

tivos de la empresa, en especial las áreas de formación, pro-

moción y selección.

Determinar los regímenes particulares de vinculación del Pre-

sidente y del Consejero Delegado con la Sociedad.

Elaborar, modificar y aprobar el Estatuto de la Alta Dirección.

Velar por la observancia de la política retributiva establecida

por la Sociedad.

Estas funciones se entenderán con carácter enunciativo y sin

perjuicio de aquellas otras que el Consejo de Administración

pudiera encomendarle. El Consejo podrá requerir al Comité la

elaboración de informes sobre aquellas materias propias de

su ámbito de actuación.

El Comité de Nombramientos y Retribuciones consultará al

Presidente y al primer ejecutivo de la Sociedad, especialmen-

te cuando se trate de materias relativas a los consejeros ejecu-

tivos y altos directivos. Cualquier consejero puede solicitar de


la Comisión de Nombramientos que tome en consideración,

por si los considerara idóneos, potenciales candidatos para

cubrir vacantes de consejero.

Denominación comisión: Comisión Ejecutiva o Delegada.

Breve descripción: El Reglamento del Consejo de Adminis-

tración regula en su artículo 13 la Comisión Ejecutiva:

13.1. La Comisión Ejecutiva estará integrada por un mínimo

de cinco consejeros y un máximo de siete, incluidos el Presi-

dente y el Consejero Delegado.

Presidirá la Comisión Ejecutiva el Presidente del Consejo de

Administración y actuará de Secretario el que lo sea del Con-

sejo. El régimen de sustituciones de estos cargos es el previsto

para el Consejo de Administración.

13.2. Son competencias de la Comisión Ejecutiva adoptar los

acuerdos correspondientes a las facultades que el Consejo le

hubiere delegado.

13.3. La designación de los miembros de la Comisión Ejecuti-

va requerirá el voto favorable de, al menos, dos tercios de los

miembros del Consejo.

13.4. Los acuerdos de la Comisión Ejecutiva sobre asuntos en

los que exista delegación de facultades por parte del Conse-

jo son de cumplimiento obligatorio desde su adopción. No

obstante, en aquellos casos en los que, a juicio del Presidente

o de la mayoría de los miembros de la Comisión Ejecutiva, la

importancia del asunto así lo aconsejara, los acuerdos de la

Comisión Ejecutiva se someterán a la ratificación posterior del

Consejo.

13.5. El Secretario de la Comisión Ejecutiva, que será el del

Consejo, levantará acta de los acuerdos adoptados, de los

que se dará cuenta al Consejo, conforme a lo establecido en

los Estatutos, en su siguiente sesión.

Denominación comisión: Comité de Auditoría.

Breve descripción: El Reglamento del Consejo de Admi-

nistración regula en su artículo 14 el Comité de Auditoría y

Cumplimiento:

14.1. El Comité de Auditoría y Cumplimiento estará integra-

do por un mínimo de cuatro y un máximo de seis miembros

del Consejo de Administración, designados con el voto favo-

rable de la mayoría del propio Consejo. En su composición

deberán ser mayoría los consejeros no ejecutivos. Al menos

uno de los miembros del Comité de Auditoría y Cumplimien-

to será independiente y será designado teniendo en cuenta

sus conocimientos y experiencia en materia de contabilidad,

auditoría o ambas.

14.2. El Presidente del Comité de Auditoría y Cumplimien-

to será designado por el Consejo de Administración, de en-

tre los consejeros no ejecutivos o miembros que no posean

funciones directivas o ejecutivas en la entidad, ni mantengan

relación contractual distinta de la condición por la que se le

nombre, con voto favorable de la mayoría del propio Conse-

jo. El Presidente deberá ser sustituido cada cuatro años, pu-

diendo ser reelegido una vez transcurrido un plazo de un año

desde su cese. A falta de Presidente, le sustituirá el consejero

del Comité designado provisionalmente por el Consejo de

Administración, y en su defecto, el miembro del Comité de

mayor edad.

14.3. El Consejo de Administración procurará designar a los

miembros del Comité de Auditoría y Cumplimiento, y de for-

ma especial su Presidente, teniendo en cuenta sus conoci-

mientos y experiencia en materia de contabilidad, auditoría

o gestión de riesgos.

14.4. El Comité de Auditoría y Cumplimiento se reunirá cuan-

tas veces lo convoque su Presidente, cuando así lo decidan la

mayoría de sus miembros o a solicitud del Consejo de Admi-

nistración. Las sesiones del Comité tendrán lugar en el domi-

cilio social o en cualquier otro que determine el Presidente y

que se señale en la convocatoria. El Comité quedará válida-

mente constituido cuando concurran, presentes o represen-

tados, la mayoría de sus miembros.

14.5. Los acuerdos deberán adoptarse con el voto favorable

de la mayoría de los consejeros concurrentes a la sesión. En

caso de empate, el voto del Presidente, o quien ejerza sus fun-

ciones, tendrá carácter dirimente.

14.6. El Comité de Auditoría y Cumplimiento podrá recabar

asesoramiento externo cuando lo considere necesario para el

desempeño de sus funciones así como convocar a cualquier

empleado o directivo de la sociedad.


14.7. El Secretario del Comité será el del Consejo de Admi-

nistración y levantará acta de los acuerdos adoptados, de los

que se dará cuenta al Consejo.

14.8. La función principal de este Comité será velar por el

buen gobierno corporativo y la transparencia en todas las

actuaciones de la sociedad en los ámbitos económico-finan-

ciero y de auditoría externa, y cumplimiento y de auditoría

interna y, en todo caso, tendrá encomendadas las siguientes

funciones:

A) Informar en la Junta General de Accionistas sobre las cues-

tiones que en ella planteen los accionistas en materias de su

competencia.

B) Proponer al Consejo de Administración para su someti-

miento a la Junta General de Accionistas el nombramiento de

los auditores de cuentas o sociedades de auditoría, de confor-

midad con el artículo 58 de los Estatutos Sociales.

C) Supervisar la eficacia del Sistema de Control Interno de la

sociedad, y los sistemas de gestión de riesgos, así como dis-

cutir con los auditores de cuentas o sociedades de auditoría

las debilidades significativas del sistema de control interno

detectadas en el desarrollo de la auditoría.

D) Supervisar el proceso de elaboración y presentación de la

información financiera regulada.

E) Supervisar los servicios de auditoría interna, actividad que

incluye, entre otras, las siguientes funciones:

1. Velar por la independencia y eficacia de la función de au-

ditoría interna; proponer la selección, nombramiento, reelec-

ción y cese del responsable del servicio de auditoría interna;

proponer el presupuesto de ese servicio; recibir información

periódica sobre sus actividades; y verificar que la alta direc-

ción tiene en cuenta las conclusiones y recomendaciones de

sus informes.

2. Establecer y supervisar un mecanismo que permita a los

empleados comunicar, de forma confidencial y, si se conside-

ra apropiado, anónima las irregularidades de potencial tras-

cendencia, especialmente financieras y contables, que advier-

tan en el seno de la empresa.

F) Relacionarse con los auditores de cuentas o sociedades de

auditoría y en particular:

1. Elevar al Consejo las propuestas de selección, nombra-

miento, reelección y sustitución del auditor de cuentas, así

como las condiciones de su contratación.

2- Recibir regularmente del auditor de cuentas informa-

ción sobre el plan de auditoría y los resultados de su eje-

cución, y verificar que la alta dirección tiene en cuenta sus

recomendaciones.

3. Asegurar la independencia del auditor de cuentas y, a tal

efecto:

i) El Comité de Auditoría y Cumplimiento deberá recibir

anualmente de los auditores de cuentas o sociedades de au-

ditoría la confirmación escrita de su independencia frente a la

Sociedad y/o entidades vinculadas a ésta directa o indirecta-

mente, así como la información de los servicios adicionales de

cualquier clase prestados.

ii) El Comité de Auditoría deberá emitir anualmente, con ca-

rácter previo a la emisión del informe de auditoría de cuentas,

un informe en el que se expresará una opinión sobre la inde-

pendencia de los auditores de cuentas o sociedades de audi-

toría. Este informe deberá pronunciarse, en todo caso, sobre

la prestación de los servicios adicionales a que hace referencia

el apartado anterior.

iii) Que la sociedad comunique como hecho relevante a la

CNMV el cambio de auditor y lo acompañe de una declara-

ción sobre la eventual existencia de desacuerdos con el audi-

tor saliente y, si hubieran existido, de su contenido.

iv) Que se asegure que la sociedad y el auditor respetan las

normas vigentes sobre prestación de servicios distintos a los

de auditoría, los límites a la concentración del negocio del au-

ditor y, en general, las demás normas establecidas para ase-

gurar la independencia de los auditores;

v) Que en caso de renuncia del auditor de cuentas examine

las circunstancias que la hubieran motivado.


4. En el caso de grupos, favorecer que el auditor del grupo

asuma la responsabilidad de las auditorias de las empresas

que lo integren.

G) Informar de las propuestas de modificación del Código

ético de la sociedad.

Estas funciones se entenderán con carácter enunciativo y sin

perjuicio de aquellas otras que el Consejo de Administración

pudiera encomendarle.

14.9. El responsable de la función de auditoría interna pre-

sentará al Comité de Auditoría y Cumplimiento su plan anual

de trabajo; informará directamente de las incidencias que se

presenten en su desarrollo; y presentará al final de cada ejer-

cicio un informe de actividades.

14.10. El Comité de Auditoría informará al Consejo, con ca-

rácter previo a la adopción por éste de las correspondientes

decisiones, sobre los siguientes asuntos:

A) La información financiera que, por su condición de cotiza-

da, la sociedad deba hacer pública periódicamente. El Comité

deberá asegurarse de que las cuentas intermedias se formu-

lan con los mismos criterios contables que las anuales y, a tal

fin, considerará la procedencia de una revisión limitada del

auditor de cuentas.

B) La creación o adquisición de participaciones en entidades

de propósito especial o domiciliadas en países o territorios

que tengan la consideración de paraísos fiscales, así como

cualesquiera otras transacciones u operaciones de naturale-

za análoga que, por su complejidad, pudieran menoscabar la

transparencia del grupo.

C) Las operaciones vinculadas, en los términos que regule el

Consejo de Administración.

C.2.5. Indique, en su caso, la existencia de regulación de

las comisiones del consejo, el lugar en que están disponi-

bles para su consulta y las modificaciones que se hayan

realizado durante el ejercicio. A su vez, se indicará si de

forma voluntaria se ha elaborado algún informe anual so-

bre las actividades de cada comisión.

Denominación comisión: Comisión de Nombramientos y

Retribuciones.

Breve descripción: El Comité de Nombramientos y Retribu-

ciones está regulado en los Estatutos Sociales y en el Regla-

mento del Consejo de Administración. Dichos textos están

disponibles para su consulta en la página web de la Sociedad

www.endesa.com.

El Comité de Nombramientos y Retribuciones elabora el In-

forme Anual sobre Remuneración de los Consejeros.

Denominación comisión: Comisión Ejecutiva o Delegada.

Breve descripción: La Comisión Ejecutiva está regulada en

los Estatutos Sociales y en el Reglamento del Consejo de Ad-

ministración. El 10 de mayo de 2010 se modifica parcialmente

el artículo 13: Comisión Ejecutiva del Reglamento del Conse-

jo. Estos documentos están disponibles para su consulta en la

página web de la Sociedad www.endesa.com.

Denominación comisión: Comité de Auditoría.

Breve descripción: El Comité de Auditoría y Cumplimiento

está regulado en los Estatutos Sociales y en el Reglamento del

Consejo de Administración. Estos documentos están disponi-

bles para su consulta en la página web de la Sociedad www.

endesa.com.

El Comité de Auditoría elabora anualmente, entre otros, el in-

forme de actividades del Comité de Auditoría y Cumplimien-

to y el informe sobre la independencia de los auditores de

cuentas.

C.2.6. Indique si la composición de la comisión delegada

o ejecutiva refleja la participación en el consejo de los di-

ferentes consejeros en función de su condición:

Sí


D. Operaciones vinculadas y operaciones intragrupo

D.1. Identifique al órgano competente y explique, en su

caso, el procedimiento para la aprobación de operaciones

con partes vinculadas e intragrupo.

Órgano competente para aprobar las operaciones vincu-

ladas:

Consejo de Administración

Procedimiento para la aprobación de operaciones vincu-

ladas:

El Comité de Auditoría y Cumplimiento examinará todas las

operaciones Vinculadas, con excepción de:

• Las operaciones típicas, concepto que se refiere a aquellas

que, por su objeto o naturaleza, se enmarquen dentro de

las actividades principales de Endesa, S.A. y de las socieda-

des que ésta directa o indirectamente controle y no com-

prendan aspectos particulares críticos relacionados con sus

características, sus riesgos sobre la naturaleza de la otra

parte, o el momento de su realización.

• Aquellas operaciones Vinculadas que cumplan simultánea-

mente las siguientes condiciones:

— Que se realicen en virtud de contratos cuyas condicio-

nes estén estandarizadas y se apliquen en masa a mu-

chos clientes.

— Que se realicen a precios o tarifas establecidos con ca-

rácter general por quien actúe como suministrador del

bien o servicio del que se trate.

— Que su cuantía no supere el 1% de los ingresos anuales

de la sociedad.

En el supuesto de operaciones de cuantía inferior a 25 millo-

nes de euros, el Comité de Auditoría y Cumplimiento resuel-

ve sobre las mismas. Si las operaciones son de importe igual

o superior a 25 millones de euros, el Comité de Auditoría y

Cumplimiento emitirá informe para el Consejo de Adminis-

tración. El Presidente del Comité de Auditoría y Cumplimien-

to presenta al Consejo de Administración, para su conside-

ración, todas las operaciones vinculadas sometidas al Comité

de Auditoría y Cumplimiento.

Explique si se ha delegado la aprobación de operaciones

con partes vinculadas, indicando, en su caso, el órgano o

personas en quien se ha delegado.

D.2. Detalle aquellas operaciones significativas por su

cuantía o relevantes por su materia realizadas entre la so-

ciedad o entidades de su grupo, y los accionistas signifi-

cativos de la sociedad:

Nombre o denominación social del accionista significativo

Nombre o denominación social de la sociedad o entidad de su grupo

Naturaleza de la relación Tipo de la operación

Importe(miles de euros)

ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Gastos financieros 30.489

ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Gastos financieros 57

ENEL, S.P.A ENDESA FINANCIACIóN FILIALES, S.A. Contractual Gastos financieros 1.827

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA FINANCIACIóN FILIALES, S.A. Contractual Gastos financieros 92

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual Gastos financieros 5.260

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENERSIS, S.A. Contractual Gastos financieros 6

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CoDENSA, S.A. E.S.P. Contractual Gastos financieros 2

ENEL, S.P.A EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) Contractual Gastos financieros 35

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EMGESA, S.A. E.S.P. Contractual Gastos financieros 2

ENEL, S.P.AENDESA ECo fusionada con CoMPAÑÍA ELÉCTRICA TARAPACÁ, S.A.

Contractual Gastos financieros 1

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. INMoBILIARIA MANSo DE VELASCo LIMITADA Contractual Gastos financieros 1

ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 5

ENEL, S.P.A BoLoNIA REAL ESTATE, S.L. Contractual Contratos de gestión o colaboración 10

ENEL, S.P.A ENEL INSURANCE N.V. Contractual Contratos de gestión o colaboración 105

ENEL, S.P.A ENEL INSURANCE N.V. Contractual Contratos de gestión o colaboración 310

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 4.760

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA XXI, S.L. Contractual Contratos de gestión o colaboración 10

269GOBIERNO CORPORATIVO D. oPERACIoNES VINCULADAS Y oPERACIoNES INTRAGRUPo





ENEL, S.P.A ENDESA oPERACIoNES Y SERVICIoS CoMERCIALES, S.L. Contractual Contratos de gestión o colaboración 85

ENEL, S.P.A ENDESA SERVICIoS, S.L. Contractual Contratos de gestión o colaboración 81

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 4.020

ENEL, S.P.A CARBoEX, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 141

ENEL, S.P.A EMPRESA CARBoNÍFERA DEL SUR, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 280

ENEL, S.P.A UNIóN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIóN, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 2.080

ENEL, S.P.A GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIóN, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 923

ENEL, S.P.A ENERGÍAS DE ARAGóN I, S.L. Contractual Contratos de gestión o colaboración 40

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN PoRTUGAL, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 227

ENEL, S.P.A DISTRIBUIDoRA ELÉCTRICA DEL PUERTo DE LA CRUZ, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 30

ENEL, S.P.A ENDESA RED, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 41

ENEL, S.P.A ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. Contractual Contratos de gestión o colaboración 15.020

ENEL, S.P.A ENDESA INGENIERÍA, S.L. Contractual Contratos de gestión o colaboración 130

ENEL, S.P.A ENDESA GAS, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 5

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA, S.A. Contractual Arrendamientos 20

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CENTRAIS ELÉTRICAS CACHoEIRA DoURADA, S.A. Contractual Arrendamientos 7

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. AMPLA ENERGIA E SERVIÇoS, S.A. Contractual Arrendamientos 561

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CENTRAL GERADoRA TERMELÉTRICA FoRTALEZA, S.A. Contractual Arrendamientos 16

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CoMPANHIA ENERGÉTICA Do CEARÁ, S.A. Contractual Arrendamientos 515

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CoMPAÑÍA DE INTERCoNEXIóN ENERGÉTICA, S.A. Contractual Arrendamientos 9

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA, S.A. Contractual Recepción de servicios 29.092

ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Recepción de servicios 128

ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Recepción de servicios 1.328


ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Recepción de servicios 1.077


ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA ENERGÍA, S.A. Contractual Recepción de servicios 31.560

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA, S.A. Contractual Recepción de servicios 660



ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA oPERACIoNES Y SERVICIoS CoMERCIALES, S.L. Contractual Recepción de servicios 10.999

ENEL, S.P.A ENDESA oPERACIoNES Y SERVICIoS CoMERCIALES, S.L. Contractual Recepción de servicios 12




ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA SERVICIoS, S.L. Contractual Recepción de servicios 2.781

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual Recepción de servicios 14.340

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual Recepción de servicios 3.290

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual Recepción de servicios 300




ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ASoCIACIóN NUCLEAR ASCó-VANDELLóS II, A.I.E. Contractual Recepción de servicios 162

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CARBoEX, S.A. Contractual Recepción de servicios 447

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EMPRESA CARBoNÍFERA DEL SUR, S.A. Contractual Recepción de servicios 431

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. UNIóN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIóN, S.A. Contractual Recepción de servicios 2.870

ENEL, S.P.A UNIóN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIóN, S.A. Contractual Recepción de servicios 10

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIóN, S.A. Contractual Recepción de servicios 1.146

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ELECGAS, S.A. Contractual Recepción de servicios 5






ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA RED, S.A. Contractual Recepción de servicios 1.000

ENEL, S.P.A ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. Contractual Recepción de servicios 3.000

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. Contractual Recepción de servicios 61.420

ENEL, S.P.A ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. Contractual Recepción de servicios 680

ENEL, S.P.A ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. Contractual Recepción de servicios 60

ENEL, S.P.A INTERNATIoNAL ENDESA BV Contractual Recepción de servicios 180

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA LATINoAMÉRICA, S.A. Contractual Recepción de servicios 500

ENEL, S.P.A ENDESA LATINoAMÉRICA, S.A. Contractual Recepción de servicios 170

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENERSIS, S.A. Contractual Recepción de servicios 102

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EMPRESA DISTRIBUIDoRA SUR, S.A. Contractual Recepción de servicios 20

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CoDENSA S.A. E.S.P. Contractual Recepción de servicios 253

ENEL, S.P.A CoDENSA S.A. E.S.P. Contractual Recepción de servicios 95

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA, S.A. E.S.P. Contractual Recepción de servicios 17

ENEL, S.P.A ENDESA BRASIL, S.A. Contractual Recepción de servicios 624

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CHILECTRA, S.A. Contractual Recepción de servicios 715

ENEL, S.P.A CHILECTRA, S.A. Contractual Recepción de servicios 227

ENEL, S.P.A EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) Contractual Recepción de servicios 68

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) Contractual Recepción de servicios 431

ENEL, S.P.A EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) Contractual Recepción de servicios 501

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EMGESA, S.A. E.S.P. Contractual Recepción de servicios 63

ENEL, S.P.A EMGESA, S.A. E.S.P. Contractual Recepción de servicios 371

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA CoSTANERA, S.A. Contractual Recepción de servicios 33

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. HIDRoELÉCTRICA EL CHoCóN, S.A. Contractual Recepción de servicios 13

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EDEGEL, S.A.A. Contractual Recepción de servicios 62

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. INMoBILIARIA MANSo DE VELASCo LIMITADA Contractual Recepción de servicios 4

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ICT SERVICIoS INFoRMÁTICoS LIMITADA Contractual Recepción de servicios 3

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L.EMPRESA DE DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA LIMA NoRTE, S.A.A.

Contractual Recepción de servicios 188

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA CEMSA, S.A. Contractual Recepción de servicios 8

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EMPRESA ELÉCTRICA DE PIURA, S.A. Contractual Recepción de servicios 14

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA, S.A. ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

67.230

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA XXI, S.L. ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

670

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA XXI, S.L. ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

1.160

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

280

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

48.654

ENEL, S.P.A CARBoEX, S.A. ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

5.600

ENEL, S.P.A ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

46.280

ENEL, S.P.A EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

9.294

ENEL, S.P.A EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

64

ENEL, S.P.A EMPRESA ELÉCTRICA PEHUENCHE, S.A. ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

2

ENEL, S.P.A EMPRESA ELÉCTRICA PEHUENCHE, S.A. ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

35

ENEL, S.P.A. EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) ContractualCompra de bienes (terminados o en curso)

1.744






ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA, S.A. ContractualPérdidas por baja o enajenación de activos

70

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA, S.A. Contractual otros gastos 10



ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual otros gastos 780

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual otros gastos 184.270

ENEL, S.P.A ENDESA CARBoNo, S.L. (liquidada en diciembre de 2013) Contractual otros gastos 10

ENEL, S.P.A ENDESA INGENIERÍA, S.L. Contractual otros gastos 40

ENEL, S.P.A ENDESA INGENIERÍA, S.L. Contractual otros gastos 220

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CoDENSA, S.A. E.S.P. Contractual otros gastos 28

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA BRASIL, S.A. Contractual otros gastos 10

ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Ingresos financieros 8

ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Ingresos financieros 34

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA FINANCIACIóN FILIALES, S.A. Contractual Ingresos financieros 1.560

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENERSIS, S.A. Contractual Ingresos financieros 4

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CoDENSA S.A. E.S.P. Contractual Ingresos financieros 7

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. CHILECTRA, S.A. Contractual Ingresos financieros 100

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) Contractual Ingresos financieros 21

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. EMGESA, S.A. E.S.P. Contractual Ingresos financieros 2


ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 5.661




ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 6.725





ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA SERVICIoS, S.L. Contractual Arrendamientos 4.819

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual Arrendamientos 2.500

ENEL, S.P.A ENDESA SERVICIoS, S.L. Contractual Arrendamientos 919

ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual Prestación de servicios 232

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. BoLoNIA REAL ESTATE, S.L. Contractual Prestación de servicios 30

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA, S.A. Contractual Prestación de servicios 90

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA SERVICIoS, S.L. Contractual Prestación de servicios 4

ENEL, S.P.A ENDESA SERVICIoS, S.L. Contractual Prestación de servicios 20

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual Prestación de servicios 160



ENEL, S.P.A ENDESA RED, S.A. Contractual Prestación de servicios 147

ENEL, S.P.A ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. Contractual Prestación de servicios 610

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. Contractual Prestación de servicios 1.430




ENEL, S.P.A ENDESA LATINoAMÉRICA, S.A. Contractual Prestación de servicios 500

ENEL, S.P.A ENERSIS, S.A. Contractual Prestación de servicios 49

ENEL, S.P.A CHILECTRA, S.A. Contractual Prestación de servicios 2






ENEL, S.P.A CHILECTRA, S.A. Contractual Prestación de servicios 3

ENEL, S.P.A ENDESA ENERGÍA, S.A. ContractualVenta de bienes (terminados o en curso)

12.600

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. ContractualVenta de bienes (terminados o en curso)

17.010

ENEL, S.P.A ENDESA INGENIERÍA, S.L. ContractualVenta de bienes (terminados o en curso)

360

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA INGENIERÍA, S.L. ContractualVenta de bienes (terminados o en curso)

30

ENEL, S.P.A EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) ContractualVenta de bienes (terminados o en curso)

411

ENEL, S.P.A EMPRESA NACIoNAL DE ELECTRICIDAD, S.A. (CHILE) ContractualVenta de bienes (terminados o en curso)

11

ENEL, S.P.A EMPRESA ELÉCTRICA PEHUENCHE, S.A. ContractualVenta de bienes (terminados o en curso)

130

ENEL, S.P.A EMPRESA ELÉCTRICA PEHUENCHE, S.A. ContractualVenta de bienes (terminados o en curso)

332

ENEL, S.P.A ENDESA, S.A. Contractual otros ingresos 5

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual otros ingresos 29.400

ENEL, S.P.A ENDESA GENERACIóN, S.A. Contractual otros ingresos 109.680

ENEL, S.P.AENDESA ECo fusionada con CoMPAÑÍA ELÉCTRICA TARAPACÁ, S.A.

Contractual otros ingresos 359

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA, S.A. ContractualCompra de activos materiales, intangibles u otros activos

28.621

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. BoLoNIA REAL ESTATE, S.L. ContractualCompra de activos materiales, intangibles u otros activos

440

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA ENERGÍA, S.A. ContractualCompra de activos materiales, intangibles u otros activos

27.340

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA GENERACIóN, S.A. ContractualCompra de activos materiales, intangibles u otros activos

2.830

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. UNIóN ELÉCTRICA DE CANARIAS GENERACIóN, S.A. ContractualCompra de activos materiales, intangibles u otros activos

150

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. GAS Y ELECTRICIDAD GENERACIóN, S.A ContractualCompra de activos materiales, intangibles u otros activos

16

ENEL, S.P.A ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. ContractualCompra de activos materiales, intangibles u otros activos

640

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA DISTRIBUCIóN ELÉCTRICA, S.L. ContractualCompra de activos materiales, intangibles u otros activos

16.020

ENEL ENERGY EURoPE, S.R.L. ENDESA FINANCIACIóN FILIALES, S.A. ContractualAcuerdos de financiación: créditos y aportaciones de capital (prestamista)

1.000.000

ENEL, S.P.A ENDESA LATINoAMÉRICA, S.A. Contractual Contratos de gestión o colaboración 8.620

D.3. Detalle las operaciones significativas por su cuantía

o relevantes por su materia realizadas entre la sociedad o

entidades de su grupo, y los administradores o directivos

de la sociedad:

Nombre o denominación social de los administradores o directivos

Nombre o denominación social de la parte vinculada Vínculo

Naturaleza de la operación


D.4. Informe de las operaciones significativas realizadas

por la sociedad con otras entidades pertenecientes al mis-

mo grupo, siempre y cuando no se eliminen en el proceso

de elaboración de estados financieros consolidados y no

formen parte del tráfico habitual de la sociedad en cuanto

a su objeto y condiciones.


En todo caso, se informará de cualquier operación intra-

grupo realizada con entidades establecidas en países o

territorios que tengan la consideración de paraíso fiscal:

Denominación social de la entidad de su grupo

Breve descripción de la operación


D.5. Indique el importe de las operaciones realizadas con

otras partes vinculadas.

D.6. Detalle los mecanismos establecidos para detectar,

determinar y resolver los posibles conflictos de intereses

entre la sociedad y/o su grupo, y sus consejeros, directi-

vos o accionistas significativos.

El artículo 29 del Reglamento del Consejo de Administración,

dispone que los consejeros no podrán utilizar el nombre de

la sociedad ni invocar su condición de consejeros de la mis-

ma para la realización de operaciones por cuenta propia o de

personas a ellos vinculadas.

Asimismo, ningún consejero podrá realizar, en beneficio pro-

pio o de personas a él vinculadas, inversiones o cualesquiera

operaciones ligadas a los bienes de la sociedad, de las que

haya tenido conocimiento con ocasión del ejercicio del cargo,

cuando la inversión o la operación hubiera sido ofrecida a la

sociedad o la sociedad tuviera interés en ella, siempre que la

sociedad no haya desestimado dicha inversión u operación sin

mediar influencia del consejero.

Por ello, los consejeros deberán comunicar al consejo de ad-

ministración cualquier situación de conflicto, directo o indi-

recto, que pudieran tener, con el interés de la sociedad. En

caso de conflicto, el consejero afectado se abstendrá de in-

tervenir en los acuerdos o decisiones relativos a la operación

a que el conflicto se refiera y, en todo caso, las situaciones de

conflicto de intereses en que se encuentren los consejeros de

la sociedad serán objeto de información de conformidad con

la legislación vigente.

Los consejeros deberán comunicar la participación directa o

indirecta que, tanto ellos como las personas vinculadas, tu-

vieran en el capital de una sociedad con el mismo, análogo

o complementario género de actividad al que constituya el

objeto social, así como los cargos o las funciones que en ella

ejerzan, todo ello de conformidad con la legislación vigente.

Asimismo, el consejero deberá informar de la realización de ac-

tividades por cuenta propia o ajena, en sociedades con el mis-

mo, análogo o complementario género de actividad del que

constituya el objeto social. Dicha información se difundirá en la

memoria de conformidad con la legislación vigente.

En este sentido, se detalla quiénes tendrán la consideración

de personas vinculadas a los consejeros:

A) El cónyuge del consejero o las personas con análoga rela-

ción de afectividad.

B) Los ascendientes, descendientes y hermanos del consejero

o del cónyuge del consejero.

C) Los cónyuges de los ascendientes, de los descendientes y

de los hermanos del consejero.

D) Las sociedades en las que el consejero, por sí o por per-

sona interpuesta, se encuentre en alguna de las situaciones

contempladas en el apartado primero del artículo 42 del Có-

digo de Comercio.

Y se detalla con respecto al consejero persona jurídica, quié-

nes son personas vinculadas:

A) Los socios que se encuentren, respecto del consejero per-

sona jurídica, en alguna de las situaciones de control contem-

pladas en la Ley.

B) Los consejeros, de derecho o de hecho, los liquidadores, y

los apoderados con poderes generales del consejero persona

jurídica.

C) Las sociedades que formen parte del mismo grupo y sus

socios.

D) Las personas que respecto del representante del conseje-

ro persona jurídica tengan la consideración de personas vin-

culadas a los consejeros de conformidad con lo que se esta-

blece en el párrafo anterior.


Por otra parte, el artículo 26 del Reglamento del Consejo, esta-

blece cuáles son los deberes de los Consejeros, ya que es fun-

ción de todos los Consejeros contribuir a la función del Consejo

de impulsar y supervisar la gestión de la sociedad. Asimismo,

en el desempeño de sus funciones, obrarán con fidelidad al

interés social, lealtad y diligencia. Su actuación se guiará úni-

camente por el interés social, interpretado con plena indepen-

dencia, procurando siempre la mejor defensa y protección de

los intereses del conjunto de los accionistas, de quienes proce-

de su mandato y ante quienes rinden cuentas.

En particular, deben cumplir con lo establecido en el punto C):

Comunicar las operaciones realizadas por familiares y por so-

ciedades vinculadas patrimonialmente al Consejero, que ten-

gan relevancia para la gestión de la sociedad.

Por último, establece el Reglamento Interno de Conducta en

relación a los conflictos de intereses que:

Las personas afectadas deberán informar al Secretario Gene-

ral sobre los posibles conflictos de intereses que puedan sur-

gir con la titularidad del patrimonio personal o familiar o con

cualquier causa que interfiera en el ejercicio de las actividades

que son objeto de este Reglamento.

En caso de duda sobre la existencia de un conflicto de intereses,

las personas sujetas deberán consultar al Secretario General que

resolverá por escrito. El Secretario General podrá elevar el asunto

al Comité de Auditoría y Cumplimiento, cuando por su trascen-

dencia o dificultad lo estime conveniente.

Si el afectado por un posible conflicto de intereses es un

miembro del Comité de Auditoría y Cumplimiento o el Con-

sejero Delegado, será el Comité el que resolverá sobre la

existencia o no del mismo. Si el afectado fuera el Secretario

General, deberá comunicar al Consejero Delegado el posible

conflicto para que resuelva sobre su existencia o, en su caso,

eleve el asunto al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

D.7. ¿Cotiza más de una sociedad del Grupo en España?

No

Identifique, en su caso, a las sociedades filiales que coti-

zan en España.

Indique, en su caso, si han definido públicamente con

precisión las respectivas áreas de actividad y eventua-

les relaciones de negocio entre ellas, así como las de la

sociedad dependiente cotizada con las demás empresas

del grupo.

Identifique, en su caso, los mecanismos previstos para

resolver los eventuales conflictos de intereses entre la

filial cotizada y las demás empresas del grupo.

275GOBIERNO CORPORATIVO E. SISTEMAS DE CoNTRoL Y GESTIóN DE RIESGoS

E. Sistemas de control y gestión de riesgos

E.1. Explique el alcance del Sistema de Gestión de Ries-

gos de la sociedad.

El Gobierno de los Riesgos consiste en guiar y dirigir el con-

junto de acciones estratégicas, organizativas y operativas al

objeto de que los gestores puedan maximizar la rentabilidad

de la empresa, la preservación o incremento de su patrimo-

nio y fondos propios y la certidumbre en su consecución por

encima de determinados niveles, evitando que eventos futu-

ros puedan influir negativamente en la consecución de los

objetivos de rentabilidad fijados por la empresa. El Gobierno

de los Riesgos forma parte del Gobierno Corporativo y es im-

pulsado por la Alta Dirección de la Compañía. Para que sea

eficaz, el riesgo debe ser considerado como un elemento más

de los Planes Operativos; siendo preciso identificar y analizar

qué factores pueden afectar a la consecución de los objeti-

vos empresariales y sus consecuencias cuantificadamente con

el fin de determinar las acciones necesarias para que dichos

objetivos puedan ser alcanzados con mayor certidumbre. Los

principios generales para el Gobierno de los Riesgos en ENDE-

SA son los siguientes:

1. Se establecen estrategias globales de riesgo, desarrolla-

das a nivel táctico y operativo, que servirán para orientar

la definición y despliegue de los diferentes niveles y tipos

de riesgo dentro de la compañía, coherentes con los obje-

tivos de Negocio y de la empresa.

2. En cada país existe un Comité de Riesgos encargado de

definir, aprobar y actualizar los criterios y principios bási-

cos en los que se han de inspirar las actuaciones relacio-

nadas con el riesgo.

3. Los Comités de Riesgos son, además, los órganos respon-

sables de aprobar la estrategia y las políticas de Riesgos,

dentro de las cuales deben desarrollar su actividad los Ne-

gocios y Áreas Corporativas.

4. Cualquier actuación que pueda suponer niveles de riesgo

superiores a los establecidos por los Comités de Riesgos

debe contar con su aprobación.

5. Además de los mencionados órganos, el Gobierno de

Riesgos se organiza operativamente a través de la existen-

cia de las funciones de Control de Riesgos y de Gestión de

Riesgos, siendo ambas funciones independientes.

El Sistema de Control de Riesgos de ENDESA, en el que el

riesgo global se define como el riesgo resultante de la con-

solidación de todos los riesgos a los que está expuesta, consi-

derando los efectos de mitigación entre las diferentes expo-

siciones y categorías del mismo, permite la consolidación de

las exposiciones al riesgo de las unidades y áreas de negocio

de la Compañía y su valoración, así como la elaboración de

la correspondiente información de gestión para la toma de

decisiones en términos de riesgo y de empleo adecuado de

capital.

El Proceso de Control y Gestión de Riesgos obedece a un mo-

delo basado, por una parte, en el estudio permanente del

perfil de riesgo, en las mejores prácticas actuales en el sector

energético o de referencia en la gestión de riesgos, en crite-

rios de homogeneidad de las mediciones, en la separación

entre gestores y controllers de riesgo, y, por otra parte, en

asegurar la conexión entre el riesgo asumido y los recursos

necesarios para operar los negocios optimizando la relación

riesgo-retorno de los negocios.

El Ciclo de Control y Gestión de Riesgos es el conjunto de ac-

tividades relacionadas con la identificación, medición, control

y gestión de los distintos riesgos incurridos por los Negocios

y la Corporación y está orientado a que exista un control y

gestión adecuados de los riesgos.

• Identificación. El objetivo de la identificación de riesgos es

el mantenimiento de un repositorio priorizado y actualiza-

do de todos los riesgos asumidos por la corporación a tra-

vés de la participación coordinada y eficiente de todos los

niveles de la Compañía. El proceso se fundamenta en las

siguientes tareas:

— Capturar de manera continua los nuevos riesgos/opor-

tunidades relevantes.

— Incorporar y actualizar de manera periódica las caracte-

rísticas/descripciones de los riesgos capturados.

— Obtener una cuantificación preliminar de los riesgos

identificados.

— obtener una priorización de los riesgos de acuerdo a un

conjunto de criterios de clasificación por importancia

relativa establecidos.


— Integrar la información obtenida en un Mapa de Riesgos

incorporado en el esquema de reporting corporativo.

• Medición. El objetivo de la medición de parámetros que

permitan una agregación y comparación de riesgos es la

obtención de una cuantificación global de la exposición al

riesgo asumida, incluyendo todas las posiciones del Grupo.

En función del ámbito de toma de decisiones se utilizan

las siguientes métricas: Valor en Riesgo, EBITDA en Riesgo,

Margen en Riesgo. Este objetivo se consigue a través de la

realización de las siguientes tareas:

— obtención en tiempo de información única, consistente

y fiable de posiciones y factores de riesgo.

— Modelización de posiciones y factores de riesgo de for-

ma consistente.

— obtención de las métricas que integren todos los ries-

gos del Grupo Endesa.

— obtención de métricas complementarias que permitan

el entendimiento de la estructura de riesgo asumida.

— Incorporación al esquema de reporting de riesgos de la

información elaborada a partir del proceso de medición.

• Control. El objetivo del control de riesgos es garantizar la

adecuación de los riesgos asumidos por ENDESA. Este obje-

tivo se consigue a través de las siguientes tareas:

— Se definen referencias cuantitativas (límites) que refle-

jan la estrategia de Endesa y la predisposición al riesgo

establecida por la Alta Dirección.

— Se realiza el seguimiento de los límites establecidos.

— Se identifican y toman en consideración posibles in-

cumplimientos de los límites fijados.

— Se establecen las acciones, procesos y flujos de infor-

mación necesarios para proporcionar la posibilidad de

revisar la estructura de límites de forma temporal con

el fin de aprovechar oportunidades específicas surgidas

en cada actividad.

• Gestión. El objetivo de la gestión de riesgos es la ejecución

de las acciones encaminadas a la adecuación de los nive-

les de riesgo asumidos en cada nivel de la Compañía, a la

predisposición y tolerancia al riesgo fijada.

E.2. Identifique los órganos de la sociedad responsables

de la elaboración y ejecución del Sistema de Gestión de

Riesgos.

Comité de Riesgos a nivel País

objetivos:

• Asegurar la participación de la Alta Dirección en las deci-

siones estratégicas de la gestión y el control de los riesgos.

• Garantizar la coordinación entre la unidad de gestión de

riesgo de los países y las unidades operativas de las Líneas

de Negocio.

• Proporcionar una visión integrada del riesgo por Áreas de

Negocio en cada país.

Funciones:

• Aprobar las políticas de gestión de riesgos en los países.

• Ser informado de los límites de riesgo aprobados por los

Comités de Riesgos del Grupo.

• Proponer estrategias de gestión de riesgos para operacio-

nes «extraordinarias».

• Analizar la exposición y la gestión de los riesgos de cada

Área de Negocio.

Composición:

• Administración, Finanzas y Control.

• Regulación y Medio Ambiente.

• Auditoría.

• Eficiencia Energética.

• Distribución.

• Generación.

• Gestión de Riesgos.

• Gestión de la Energía.

• Comercialización.

277GOBIERNO CORPORATIVO E. SISTEMAS DE CoNTRoL Y GESTIóN DE RIESGoS

Comisión de Riesgos Financieros a nivel País

objetivos:

• Coordinación entre unidades de Gestión de Riesgos y uni-

dades de finanzas.

• Apoyar al Comité de Riesgos en los análisis de riesgos

financieros.

Actividades:

• Análisis de riesgos financieros.

• Análisis ex-ante de las operaciones relevantes.

• Evaluación de nuevos tipos de instrumentos.

Composición:

• AFC (área finanzas y económica).

• Gestión de Riesgos País.

• Finanzas Holding.

• Gestión de Riesgos Holding.

Comisión de Riesgos de Crédito y Contraparte a nivel País

objetivos:

• Coordinación entre unidades de Gestión de Riesgos y uni-

dades de negocio.

• Apoyar al Comité de Riesgos en los análisis de riesgos de

crédito y contraparte.

Actividades:

• Análisis de riesgos crédito y contraparte.

• Favorecer el intercambio de visiones de entorno de crédito.

Composición:

• Riesgos Comercialización Grandes Clientes.

• Riesgos Comercialización Gran Público.

• Riesgos Gestión de Energía.

• Riesgos Finanzas.

• Gestión de Riesgos a nivel País.

• Gestión de Riesgos Crédito Holding.

E.3. Señale los principales riesgos que pueden afectar a

la consecución de los objetivos de negocio.

Los riesgos a los que se enfrenta Endesa en el desarrollo de su

actividad se agrupan en:

• Riesgo de negocio: dentro de esta tipología de riesgo se incluye:

— Riesgo Legal, que se corresponde con las incertidum-

bres derivadas de acciones legales o de las Adminis-

traciones a la aplicación e interpretación de contratos,

leyes o regulación.

— Riesgo Estratégico y Regulatorio, que es aquel ligado a

posibles pérdidas de valor o resultados derivados de las

incertidumbres estratégicas, cambios en el entorno y en

el mercado/competencia, y alteraciones en el marco re-

gulatorio. Incluye el riesgo país, el riesgo de limitación

de dividendos, el de expropiación total o vía regulación

expropiante.

• Riesgo de mercado: riesgo de que variaciones en precios y

variables de mercado produzcan cambios en el valor o mar-

gen de empresa. Estos riesgos se clasifican en:

— Riesgo de commodity, o riesgo de que los precios de las

materias primas combustibles o energía, en sus divisas

de cotización respectivas varíen.

— Riesgo de tipo de interés: riesgo ante variaciones de los

tipos de interés y márgenes crediticios o inflación.

— Riesgo de tipo de cambio: riesgo ligado a la variación en

la paridad de las monedas.

— Riesgo de liquidez y financiación: en relación con el

pasivo, es el riesgo ligado a la imposibilidad de realizar

transacciones o al incumplimiento de obligaciones pro-

cedentes de las actividades operativas o financieras por

falta de fondos o acceso a los mercados financieros. En

relación con el activo es el riesgo de no poder obtener

en un momento dado adquirente del activo para la ven-

ta a precio de mercado o la falta de precio de mercado.

— Riesgo de renta variable, o riesgo ante las variaciones

de precio de acciones u otros índices de renta variable.


— Riesgo de crédito o riesgo de contraparte: es el riesgo

de insolvencia, concurso de acreedores o quiebra o de

posibles incumplimientos de pago de obligaciones di-

nerarias cuantificables, por parte de las contrapartes a

las que la empresa ha otorgado efectivamente crédito

neto, por cualquier causa, y están pendientes de liqui-

dación o cobro.

— Riesgo operacional: es el riesgo de incurrir en pérdidas

como consecuencia de la no existencia o existencia in-

adecuada de procedimientos, recursos humanos y siste-

mas, o por acontecimientos externos.

E.4. Identifique si la entidad cuenta con un nivel de tole-

rancia al riesgo.

Los límites son definidos y diseñados para garantizar un nivel

de riesgo coherente con los objetivos asignados a los nego-

cios. Límites y umbrales se definen para asegurar un proceso

efectivo de gestión del riesgo.

Se han implementado modelos y sistemas para el análisis,

medición y monitorización de los riesgos, que proporcionan

información sobre los mismos y aseguran la homogeneidad a

través de todo el Grupo.

Existen procedimientos específicos para gestionar los riesgos

dentro de las distintas líneas de negocio mediante los que se

analiza toda la información relevante para evaluar adecuada-

mente los factores de riesgo y cambios en las condiciones del

negocio.

Las actividades de medición del riesgo, monitorización y re-

porting están enfocadas en las exposiciones de riesgo a nivel

de Grupo y a nivel de las Unidades de negocio respecto de los

límites y umbrales fijados.

A este respecto, se realizan diferentes actividades:

• Se valoran riesgos locales para garantizar que los factores

de riesgo derivados de nuevos contratos o iniciativas de ne-

gocio son monitorizados.

• Se analiza el mercado de cada país y la evolución de la car-

tera para asegurar la coherencia y la utilidad de los indica-

dores de riesgo.

• Se analiza la información sobre la exposición y las cobertu-

ras y realiza una primera estimación de los indicadores de

riesgo.

• Se revisa y comunica internamente toda la información re-

lativa a la exposición local al riesgo.

• Se desarrolla una labor continua de monitorización de da-

tos históricos para la calibración de modelos y comprensión

de los mercados locales.

• Se asegura una medida y monitorización apropiada de las

exposiciones a riesgos.

E.5. Indique qué riesgos se han materializado durante el

ejercicio.

Riesgo materializado en el ejercicio: Existe una exposición

constante a riesgos como el regulatorio, de tipos de interés,

de cambio...

Circunstancias que lo han motivado: Los riesgos se han

mantenido en el ejercicio dentro de términos normales y

acordes con la actividad desarrollada.

Funcionamiento de los sistemas de control: Los sistemas

de control han funcionado adecuadamente.

E.6. Explique los planes de respuesta y supervisión para

los principales riesgos de la entidad.

El sistema de límites de riesgos se basa en la definición de lí-

mites y umbrales.

En caso de traspaso de los límites, la Unidad de Riesgos anali-

za la situación y puede autorizar el traspaso. En caso de tras-

paso por encima de un determinado umbral, el Comité invo-

lucrado será convocado.

La decisión final la tomará el Comité autorizando una exen-

ción o revisión de límite o procediendo a ordenar la liqui-

dación de las posiciones necesarias para cumplir los límites

establecidos.

279GOBIERNO CORPORATIVO F. SISTEMAS INTERNoS DE CoNTRoL Y GESTIóN DE RIESGoS...

F. Sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión de la información financiera (SCIIF)

Describa los mecanismos que componen los sistemas de

control y gestión de riesgos en relación con el proceso de

emisión de información financiera (SCIIF) de su entidad.

Introducción

Los requisitos de transparencia de los mercados de valores

han evolucionado de forma notable en los últimos años. En

particular, las normas de preparación de la información fi-

nanciera, a las que están sometidas las entidades cotizadas,

se han sofisticado y su complejidad ha aumentado de forma

muy considerable. Para dar respuesta a los retos planteados,

resulta imprescindible que los sistemas de control interno

evolucionen de forma adecuada y sean capaces de propor-

cionar una seguridad razonable sobre la fiabilidad de la infor-

mación financiera que suministran al mercado las entidades

cotizadas.

Asimismo, los grupos de interés exigen de las empresas cada

vez mayores compromisos con la protección de los intereses

de sus accionistas, clientes, empleados, acreedores, provee-

dores y de la sociedad en su conjunto. Estas nuevas exigencias

se materializan, entre otros aspectos, en el establecimiento,

por parte de las compañías, de medidas concretas para refor-

zar la confianza en la información financiera de todo tipo que

se proporciona al exterior.

Un aspecto fundamental para reforzar esta confianza es el

establecimiento de sistemas de control interno de la informa-

ción financiera eficaces, que permitan:

• Proporcionar una información financiera fiable y de calidad

con la involucración de toda la organización.

• Sistematizar y formalizar los controles sobre la información

financiera, obteniendo mejoras y mayor eficiencia como

consecuencia de la utilización de las mejores prácticas.

En este contexto, a propuesta de la Comisión Nacional del

Mercado de Valores (en adelante, «CNMV»), en 2010 se cons-

tituyó un Grupo de Trabajo de Control Interno sobre la Infor-

mación Financiera (en adelante, «GTCI»), con la finalidad de

elaborar un conjunto de recomendaciones acerca del Sistema

de Control Interno sobre la Información Financiera (en ade-

lante, «SCIIF»). Los trabajos del GTCI se centraron en conse-

guir tres objetivos básicos:

(I) Revisar el marco regulatorio español en materia de con-

trol interno sobre la información financiera,

(II) establecer un marco de referencia de principios y buenas

prácticas relativas a los SCIIF, incluyendo la supervisión de

su funcionamiento, y

(III) contribuir a mejorar la transparencia de la información

que las entidades cotizadas difundan a los mercados de

valores sobre su SCIIF.

La legislación española incorpora las regulaciones en mate-

ria de control interno previstas en la Directiva Comunitaria

2006/46, la cual requiere que las entidades faciliten a los mer-

cados una descripción de las principales características de los

sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación

con el proceso de emisión de información financiera.

La Ley 2/2011 de 4 de marzo de Economía Sostenible intro-

dujo un nuevo artículo 61 bis de la Ley 24/1988 de 28 de julio

del Mercado de Valores en el que se regula el contenido míni-

mo del informe de gobierno corporativo. La Ley contempla la

obligación de incorporar en dicho informe una descripción de

las principales características de los sistemas internos de con-

trol y gestión de riesgos en relación con el proceso de emisión

de la información financiera.

Este mandato de la Ley se desarrolla reglamentariamente en

la Circular 5/2013 de 12 de junio de la CNMV sobre el modelo

de informe anual de gobierno corporativo de las sociedades

anónimas cotizadas, en el que se indica el contenido del in-

forme sobre el modelo de control interno de la información

financiera exigido por la Ley del Mercado de Valores.

ENDESA forma parte integrante del grupo empresarial euro-

peo ENEL, el cual aplica lo establecido en las Directivas Co-

munitarias y la ley italiana «Testo Unico della Finanza» con


el objetivo de alcanzar los más altos estándares de eficacia y

transparencia de su sistema de control interno de la informa-

ción financiera. A tal efecto ENEL ha diseñado un SCIIF homo-

géneo aplicable a todas las empresas del grupo y ajustado a

todas las legislaciones donde el grupo está presente.

La adaptación del SCIIF de ENDESA a la metodología del SCIIF

del Grupo ENEL se está realizando de forma progresiva, de

forma que en 2013 ya ha sido totalmente implantada en el

ámbito de España y Portugal, estando actualmente en pro-

ceso de homogeneización para el ámbito de Latinoamérica.

Endesa S.A., y sus sociedades filiales (en adelante «ENDESA»),

que desde 2005 tiene organizado formalmente un SCIIF, ha

elaborado el presente informe siguiendo el modelo previsto

en la Circular de la CNMV anteriormente citada.

Visión general sobre el SCIIF de ENDESA

El reporte financiero es una función crítica de comunicación

con los accionistas, con los inversores, con las entidades de fi-

nanciación y con los organismos Supervisores, que se alimenta

de la información procedente de diversas fuentes. De hecho,

prácticamente todas las unidades organizativas de ENDESA

aportan, en mayor o menor medida, datos relevantes para

la elaboración de la información financiera. Por ello, el cum-

plimiento de los objetivos de transparencia y veracidad de la

información es responsabilidad, además de la Dirección Gene-

ral Económico-Financiera, de todas las unidades que forman

ENDESA, en sus respectivos ámbitos de actuación. Es precisa-

mente esta corresponsabilización de todas las áreas uno de los

elementos clave del funcionamiento del SCIIF de ENDESA.

El SCIIF de la Sociedad descansa en dos tipos de controles:

(I) Controles generales (constituidos por elementos como la

existencia de un Comité de Auditoría, un Código de Ética,

una función de Auditoría Interna, una estructura organi-

zativa adecuada, etc.), y

(II) controles en las diferentes áreas sobre las transacciones

con impacto en el reporte financiero.

Actualmente el SCIIF de ENDESA definido, actualizado y mo-

nitoreado por parte de las Unidades de Control Interno de

cada uno de los países en los que ENDESA opera con el apoyo

y coordinación por parte del área de Administración del Hol-

ding del Grupo Enel consta de 735 procesos (83 en España y

Portugal y 652 en Latinoamérica) con un impacto relevante

en la información financiera del Grupo. Estos procesos se han

caracterizado en 2013 mediante un modelo de documen-

tación homogéneo al modelo del Grupo Enel para España y

Portugal mientras que los procesos del ámbito de Latinoamé-

rica se han mantenido con la metodología de documentación

anterior a la integración de ENDESA en el Grupo ENEL estan-

do en la actualidad en proceso de homogeneización a la me-

todología establecida por el Grupo ENEL.

En los procesos mencionados en el párrafo anterior existen

6.921 actividades de control (1.988 en España y Portugal y

4.933 en Latinoamérica). Además, existen 197 actividades

de control generales de las tecnologías de la información

(ITGC) correspondientes a los procesos y sistemas de infor-

mación de ámbito global. Para cada una de estas actividades

de control, se ha identificado el responsable de su ejecución

de forma que se garantice la adecuada trazabilidad de todos

los registros empleados en la elaboración de la información

financiera.

La documentación generada en relación con las áreas y pro-

cesos recoge descripciones detalladas de las transacciones

relacionadas con la elaboración de la información financiera

desde su inicio hasta su registro en contabilidad y su posterior

publicación al exterior, pasando por su autorización y proce-

so. En este sentido, la documentación se ha elaborado con los

siguientes objetivos básicos:

(I) Identificar los procesos críticos vinculados de forma direc-

ta e indirecta a la generación de la información financiera.

(II) Identificar los riesgos inherentes a los procesos que pu-

dieran generar errores materiales en la información finan-

ciera (típicamente relacionados con los atributos de inte-

gridad, validez, registro, corte, valoración y presentación).

(III) Identificar y caracterizar los controles establecidos para

mitigar dichos riesgos.

Toda la documentación del SCIIF de ENDESA se encuentra

recogida en una herramienta tecnológica corporativa que

comparte con el Grupo Enel. La información del sistema se

actualiza periódicamente, reflejando cualquier cambio en las

transacciones y controles de reporte financiero y tiene traza-


bilidad suficiente para poder ser sometida a revisión de su

funcionamiento adecuado.

Esta actualización periódica pretende aprovechar el esfuerzo

inicial realizado para mejorar la calidad de los procesos exis-

tentes y fortalecer el control sobre los mecanismos de gene-

ración de la información financiera.

Semestralmente, la Dirección del Grupo realiza un Proceso

de Evaluación del SCIIF. En dicho Proceso de Evaluación, cada

uno de los responsables de los controles identificados en el

sistema corporativo soporte del SCIIF evalúa tanto el diseño

como la efectividad de los controles, existiendo también, den-

tro del modelo, un proceso de verificación continuo, realizado

por la unidad de Auditoría de Control Interno sobre el Repor-

ting Financiero con el fin de validar la evaluación realizada

por los responsables de los controles.

Semestralmente, la Dirección de ENDESA, basándose en las

conclusiones del Proceso de Evaluación del SCIIF, alcanza una

conclusión respecto del adecuado funcionamiento del Con-

trol Interno sobre la Información Financiera de ENDESA, esta-

bleciendo, en su caso, los correspondientes planes de acción

para subsanar las deficiencias u oportunidades de mejora

puestas de manifiesto en el Proceso de Evaluación.

Los resultados del Proceso de Evaluación semestral son anali-

zados por el Comité de Auditoría y Cumplimiento del Grupo

por delegación del Consejo de Administración como órgano

responsable último de asegurar la existencia de un adecuado

sistema de control interno en el Grupo.

F.1. Entorno de control de la entidad

Informe, señalando sus principales características de, al

menos:

F.1.1. Qué órganos y/o funciones son los responsables de:

(i) la existencia y mantenimiento de un adecuado y efecti-

vo SCIIF; (ii) su implantación; y (iii) su supervisión.

Consejo de Administración

El Consejo de Administración de ENDESA tiene la responsabi-

lidad última de la existencia y mantenimiento de un adecua-

do y efectivo SCIIF que, de acuerdo con su Reglamento, tiene

delegada en el Comité de Auditoría y Cumplimiento.

Comité de Auditoría y Cumplimiento

El Reglamento del Consejo de Administración de ENDESA en

su Artículo 14 Apartado 8 especifica que la función principal

del Comité de Auditoría y Cumplimiento será la de velar por

el buen gobierno corporativo y por la transparencia en todas

las actuaciones de ENDESA en los ámbitos económico-finan-

ciero, de auditoría externa e interna y cumplimiento.

A tal fin tiene encomendadas las funciones de supervisar el

proceso de elaboración y presentación de la información fi-

nanciera regulada y de supervisar la eficacia del sistema de

control interno de ENDESA y los sistemas de gestión de ries-

gos, así como discutir con los auditores de cuentas o socie-

dades de auditoría las debilidades significativas del sistema

de control interno detectadas en el desarrollo de la auditoría.

Adicionalmente se encarga de supervisar los servicios de au-

ditoría interna velando por la independencia y eficacia de la

función de auditoría interna, proponiendo la selección, nom-

bramiento, reelección y cese del responsable del servicio de

Auditoría Interna, y recibiendo información periódica sobre

sus actividades y verificando que la Alta Dirección tiene en

cuenta las conclusiones y recomendaciones de sus informes.

Los miembros del Comité de Auditoría y Cumplimiento se de-

signan teniendo en cuenta sus conocimientos y experiencia

en materia de contabilidad, auditoría o gestión de riesgos.

Comité de Transparencia

En el año 2004 se constituyó el Comité de Transparencia, for-

mado por los principales ejecutivos de ENDESA, entre los que

se encuentra el Comité Ejecutivo de Dirección (integrado por

el Consejero Delegado y las Direcciones Generales de España

y Portugal, Latinoamérica, Estrategia, Comunicación, Asesoría

Jurídica y Secretaría General, Recursos Humanos y organiza-

ción, Económico-Financiera, Sistemas y Telecomunicaciones y

Compras) junto con otros miembros de la Dirección de EN-

DESA directamente relacionados con la elaboración, verifica-

ción y divulgación de la información financiera, entre los que

se encuentra el Director General de Auditoría. El Comité de

Transparencia está presidido por el Consejero Delegado.


El objetivo principal de este Comité es el de velar por el cum-

plimiento y correcta aplicación de los Principios Generales de

la Información Financiera (confidencialidad, transparencia,

consistencia y responsabilidad), evaluar los hechos, transac-

ciones, informes u otros aspectos relevantes que son comuni-

cados al exterior, así como determinar la forma y plazos para

presentar la información pública.

Asimismo, está entre las funciones del Comité de Transpa-

rencia evaluar las conclusiones que le someta la Dirección

General Económico-Financiera de ENDESA, basándose en el

informe elaborado por la unidad corporativa de Control Inter-

no sobre el Reporting Financiero (en adelante «ICFR»), sobre

el cumplimiento y efectividad de los controles internos de la

información financiera y los controles y procedimientos inter-

nos de divulgación de información al exterior, formulando ac-

ciones correctoras y/o preventivas al respecto, e informando

de ello al Comité de Auditoría y Cumplimiento del Consejo de

Administración.

Dirección General Económico-Financiera

La Dirección General Económico-Financiera de ENDESA en su

actuación de apoyo al Comité de Transparencia desarrolla, en

el marco de las políticas y procedimientos del Grupo Enel, las

siguientes funciones en relación con el Control Interno de la

Información Financiera:

• Proponer al Comité de Transparencia, para su aprobación,

las Políticas de Gestión de la información financiera.

• Evaluar e informar al Comité de Transparencia sobre la efec-

tividad de los controles, así como de la operatividad de los

mismos, y, en su caso, de los posibles incumplimientos de

las políticas de control interno aprobados, basándose en

los certificados de los gestores, en los informes de ICFR y en

los informes de la unidad de Auditoría de Control Interno

sobre el Reporting Financiero.

• Difundir los procedimientos necesarios para el control in-

terno de la información financiera.

• Supervisar el cumplimiento de los controles internos de

la información financiera y los controles y procedimientos

internos de divulgación de información al exterior, y pre-

sentar un informe periódico con su valoración sobre la

efectividad del sistema, para su presentación al Comité de

Transparencia.

Unidad de Control Interno

Dentro de la Dirección General Económico-Financiera de

ENDESA existe la Unidad de Control Interno, que funcional-

mente está integrada dentro de ICFR del Grupo Enel, cuyas

funciones son las siguientes:

• Comunicar la aprobación de las políticas y procedimientos

de control interno de la información financiera a las distin-

tas sociedades y áreas organizativas de ENDESA.

• Mantener y actualizar el Modelo de Control Interno de la

Información Financiera.

• Mantener actualizada la documentación referente a los

procedimientos y controles vigentes en cada momento.

• Definir los circuitos de certificación de la evaluación de la

efectividad de los controles y procedimientos definidos en

el Modelo de Control Interno de la Información Financiera.

Todos los aspectos relacionados con el control interno de

la información financiera y la divulgación de información al

exterior están regulados en el procedimiento organizativo

188 del Grupo Enel de aplicación en todas las sociedades de

ENDESA cuyo objeto es establecer los principios de funcio-

namiento y los órganos de responsabilidad para el estableci-

miento y mantenimiento de controles internos de la informa-

ción financiera y para los controles y procedimientos internos

de divulgación al exterior de la información financiera, con

el fin de asegurar su fiabilidad, y garantizar que los informes,

hechos, transacciones u otros aspectos relevantes son comu-

nicados al exterior en forma y plazos adecuados.

La Función de Control Interno de la Información Financiera

se desarrolla basándose en los riesgos y en el flujo de la infor-

mación que representan cualquier circunstancia que pueda

impedir o dificultar la obtención, tratamiento y difusión de in-

formación de forma fiable y oportuna en el tiempo, de acuer-

do con los riesgos identificados, y en los controles internos,

que son el conjunto de políticas y procedimientos que permi-

ten identificar, valorar, procesar y registrar datos de conteni-

do económico-financiero, o no económico-financiero, de una


forma consistente, fiable y oportuna en el tiempo. El Sistema

de Control Interno de la Información Financiera es evaluado y

validado por completo cada semestre.

Asimismo, la unidad de Auditoría del Control Interno sobre el

Reporting Financiero, por delegación del Comité de Auditoría

y Cumplimiento, realiza por su parte un monitoreo indepen-

diente de los controles más relevantes del SCIIF verificando

su diseño y su efectividad e informa a éste de las debilidades

detectadas durante la ejecución de su trabajo.

F1.2. Si existen, especialmente en lo relativo al proceso

de elaboración de la información financiera, los siguien-

tes elementos:

• Departamentos y/o mecanismos encargados: (i) del di-

seño y revisión de la estructura organizativa; (ii) de definir

claramente las líneas de responsabilidad y autoridad, con

una adecuada distribución de tareas y funciones; y (iii) de

que existan procedimientos suficientes para su correcta

difusión en la entidad.

Diseño de la Estructura Organizativa

El diseño y revisión de la estructura organizativa así como

la definición de las líneas de responsabilidad y autoridad es

realizado por el Consejo de Administración, por medio del

Consejero Delegado y del Comité de Nombramientos y Retri-

buciones (órgano delegado del Consejo de Administración).

El Consejero Delegado y el Comité de Nombramientos y Re-

tribuciones determinan la distribución de tareas y funciones,

velando por que exista una adecuada segregación de fun-

ciones así como unos sistemas de coordinación entre los di-

ferentes departamentos que garanticen la eficiencia de las

operaciones.

La unidad de organización y Gestión del Cambio es la respon-

sable de diseñar, planificar y difundir el marco de la gestión

del cambio para las principales transformaciones organizati-

vas, planificar los programas de cambio y los recursos y los

procesos relacionados. También es responsable de definir las

directrices para la estructura organizativa del Grupo y para los

cambios organizativos relevantes. Asimismo asegura la defi-

nición e implementación del sistema global de puestos, reali-

zando directamente la valoración de puestos para posiciones

directivas y funciones profesionales clave.

En el ámbito estricto de ENDESA, el procedimiento organi-

zativo Nº 030 define y establece los criterios para identificar,

desarrollar e implantar las Directivas organizativas según las

directrices recibidas del Holding, así como la valoración y eva-

luación de las posiciones no directivas. Es responsabilidad de

la Dirección General de Recursos Humanos y organización el

desarrollo de este procedimiento organizativo.

Las diferentes directivas organizativas se publican en la Intra-

net de ENDESA, estando disponibles para todos los emplea-

dos de ENDESA.

• Código de conducta, órgano de aprobación, grado de

difusión e instrucción, principios y valores incluidos (indi-

cando si hay menciones específicas al registro de opera-

ciones y elaboración de información financiera), órgano

encargado de analizar incumplimientos y de proponer

acciones correctoras y sanciones.

Códigos de conducta

En relación con la normativa interna sobre conducta, ENDESA

dispone de los siguientes documentos:

Código Ético

ENDESA tiene un Código Ético aprobado por el Consejo de

Administración que expone los compromisos y las responsa-

bilidades éticas, en la gestión de los negocios y de las activi-

dades empresariales, asumidos por los colaboradores de EN-

DESA y de sus sociedades filiales, sean éstos administradores

o empleados, de cualquier tipo, en dichas empresas.

El Código Ético está constituido:

• Por los Principios Generales que rigen las relaciones con las

partes implicadas y que definen los valores de referencia en

las actividades de ENDESA.

• Por los Criterios de Comportamiento en las relaciones con

cada tipo de parte implicada, que proporcionan específi-

camente las líneas directrices y las normas a las cuales se

deben atener los colaboradores de ENDESA para respetar


los principios generales y para prevenir el riesgo de com-

portamientos no éticos.

• Por los Mecanismos de Implementación, que describen las

tareas del Comité de Auditoría y Cumplimiento en mate-

ria de implantación y control del Código Ético, las tareas

de la Dirección General de Auditoría, la comunicación y

formación.

Los principios y las disposiciones del Código Ético de ENDESA

tienen como destinatarios a los componentes del Consejo de

Administración, del Comité de Auditoría y Cumplimiento y de

otros órganos de control de ENDESA y de las demás filiales,

además de los directivos, los empleados y los colaboradores

vinculados a ENDESA por relaciones contractuales derivadas

de cualquier título, también ocasionales o temporales.

Entre los Principios Generales recogidos en el Código Ético

se encuentra el de «Transparencia e integridad de la infor-

mación» que establece que «Los colaboradores de ENDESA

deberán proporcionar información completa, transparente,

comprensible y precisa, de modo que, a la hora de establecer

las relaciones con la empresa, los implicados puedan tomar

decisiones autónomas y conscientes de los intereses en juego,

de las alternativas y las consecuencias relevantes».

Plan de Tolerancia Cero con la Corrupción

El Plan de Tolerancia Cero con la Corrupción aprobado por el

Consejo de Administración exige a todos los empleados de

ENDESA que sean honestos, transparentes y justos en el des-

empeño de sus tareas. Los mismos compromisos se exigen a

las demás partes interesadas, es decir, a las personas, Grupos

e instituciones que contribuyen a la consecución de sus obje-

tivos, o que se encuentran implicados en las actividades que

desempeña para lograrlo.

En cumplimiento del décimo principio del Pacto Mundial1, al

cual se ha adherido ENDESA, «Las empresas se comprometen

a combatir la corrupción en todas sus formas, incluyendo la ex-

torsión y el soborno», ENDESA rechaza toda forma de corrup-

1 Programa de actuación promulgado por al Naciones Unidas en julio de 2000

por iniciativa directa de su Secretario General, con el fin de implicar al mun-

do empresarial en una nueva forma de colaboración con las Naciones Uni-

das mediante la adhesión a diez principios universales en los ámbitos de los

derechos humanos, la protección laboral y la protección al medio ambiente

(www.unglobalcompact.org).

ción, tanto directa como indirecta y dispone de un programa

para luchar contra la misma.

Estatuto de la Alta Dirección, del Directivo y Código de

Conducta de Empleados

El Consejo de Administración aprobó en 2003 normativas es-

pecíficas aplicables a determinados colectivos de empleados,

en concreto las relativas al «Estatuto de la Alta Dirección» y

el «Estatuto del Directivo» que son aplicables a aquellos em-

pleados que tienen la condición de Alta Dirección y Directivo

en ENDESA, respectivamente. Asimismo el Consejo de Admi-

nistración aprobó también en 2003 el Código de Conducta

de Empleados que es de aplicación a la totalidad de los em-

pleados de ENDESA.

Estos documentos tienen como objeto establecer el régi-

men de actuación y comportamiento que deben seguir los

miembros de los respectivos colectivos afectados y entre otras

exigencias contemplan «asegurarse de que todos los libros,

registros y cuentas de la organización de los que puedan ser

responsables reflejen de forma íntegra, precisa y oportuna la

naturaleza y veracidad de las operaciones».

Además de los Estatutos y Códigos antes mencionados, en

2006 se aprobó el Reglamento de Aplicación del Estatuto del

Directivo, Código de Conducta de empleados y de los Pactos

de Incompatibilidad y/o No Concurrencia. Este Reglamento

recoge los órganos de ENDESA con competencias en relación

con la aplicación de estas normas, las competencias de dichos

órganos, los criterios de actuación y los procedimientos de

control y de tramitación de incumplimientos.

Respecto a los criterios generales de actuación, se exponen

los relativos a:

• La prohibición de concurrencia comercial.

• La prohibición de prestación de servicios en otras socieda-

des de ENDESA.

• La dedicación exclusiva.

• El conflicto de intereses (compra de bienes, colaboración

con proveedores y otros supuestos).

Todos estos documentos se encuentran publicados como nor-

mativa interna en la intranet corporativa y persiguen la finali-

dad de que todos los colectivos relacionados con ENDESA ac-


túen de acuerdo con valores éticos contenidos en los mismos

en todas sus actuaciones relacionadas con la actividad de EN-

DESA, entre las que se encuentran las relativas a la fiabilidad

de la información financiera y al cumplimiento de la norma-

tiva aplicable, de acuerdo con las directrices del Consejo de

Administración.

• Canal de denuncias, que permita la comunicación al co-

mité de auditoría de irregularidades de naturaleza finan-

ciera y contable, en adición a eventuales incumplimientos

del código de conducta y actividades irregulares en la or-

ganización, informando en su caso si éste es de naturale-

za confidencial.

Canal de Denuncias

ENDESA dispone desde julio de 2005, de un Canal Ético que

es accesible a través de su página web externa, e interna para

sus empleados, para que todos sus Grupos de interés puedan

comunicar, de forma segura y anónima, las conductas irregu-

lares, no éticas o ilegales que, a su juicio, se producen en el

desarrollo de las actividades de ENDESA. El Canal está dispo-

nible en los cinco idiomas de los países en los que ENDESA

está presente.

El procedimiento establecido para el uso del canal garantiza

la confidencialidad, puesto que la información recibida está

restringida y gestionada por una firma externa e indepen-

diente. La Dirección General de Auditoría ha establecido roles

y perfiles de autorización de acceso a dicha información para

determinadas personas de esta Dirección General.

El Canal Ético clasifica las denuncias recibidas de acuerdo con

trece campos de gestión empresarial, ordenados por aspec-

tos recogidos en el Código Ético de ENDESA, lo que permi-

te hacer un adecuado seguimiento del cumplimiento de los

principios de comportamiento en las auditorías internas.

Además del Canal Ético, existen otros canales de comunica-

ción, tales como teléfono, carta o correo electrónico, enviados

a cualquier miembro de la Dirección General de Auditoría In-

terna o a terceros.

Las denuncias del Canal Ético se reportan periódicamente al

Comité de Auditoría y Cumplimiento de ENDESA para infor-

mar de su recepción y del resultado de cada investigación y

de las medidas adoptadas en caso de comprobación de su

veracidad.

• Programas de formación y actualización periódica para

el personal involucrado en la preparación y revisión de

la información financiera, así como en la evaluación del

SCIIF, que cubran al menos, normas contables, auditoría,

control interno y gestión de riesgos.

Programas de Formación

La Dirección General de organización y Recursos Humanos y

la Dirección General Económico-Financiera desarrollan con-

juntamente planes de formación para todo el personal invo-

lucrado en la elaboración de las Cuentas Anuales de ENDESA.

Este Plan incluye la actualización permanente tanto en la evo-

lución del entorno de negocio y regulatorio de las actividades

que desarrollan las distintas sociedades filiales de ENDESA,

como en el conocimiento de las Normas Internacionales de

Información Financiera y la normativa y evolución de los prin-

cipios de control interno de la información financiera.

Durante el año 2013, la Dirección General Económico-Finan-

ciera de ENDESA cursó 37.260 horas de formación de las cua-

les el 25,64% fueron de adquisición, actualización y reciclaje

de conocimientos económico-financieros entre los que se in-

cluyen las normas contables y de auditoría, el control interno

y la gestión y control de riesgos, así como aspectos regulato-

rios y de negocio cuyo conocimiento es necesario para una

adecuada preparación de la información financiera de ENDE-

SA. El resto de horas formativas versaron sobre habilidades

de gestión, prevención y seguridad laboral y tecnologías de

información donde se destaca un 28,94% en Idiomas y un

28,86% en temas de Liderazgo y Genérico Gerencial.

Adicionalmente, cuando es necesario, se realizan sesiones

de formación específicas referentes a aspectos relacionados

con el proceso de elaboración y control de la información fi-

nanciera a personal no perteneciente a la Dirección General

Económico-Financiera que está involucrado directa o indirec-

tamente en el proceso de suministro de información para la

elaboración de la información financiera.


F.2. Evaluación de riesgos de la información financiera

Informe, al menos, de:

F.2.1. Cuáles son las principales características del proce-

so de identificación de riesgos, incluyendo los de error o

fraude, en cuanto a:

• Si el proceso existe y está documentado.

• Si el proceso cubre la totalidad de objetivos de la in-

formación financiera, (existencia y ocurrencia; integri-

dad; valoración; presentación, desglose y comparabili-

dad; y derechos y obligaciones), si se actualiza y con qué

frecuencia.

• La existencia de un proceso de identificación del perí-

metro de consolidación, teniendo en cuenta, entre otros

aspectos, la posible existencia de estructuras societa-

rias complejas, entidades instrumentales o de propósito

especial.

• Si el proceso tiene en cuenta los efectos de otras tipo-

logías de riesgos (operativos, tecnológicos, financieros,

legales, reputacionales, medioambientales, etc.) en la

medida que afecten a los estados financieros.

• Qué órgano de gobierno de la entidad supervisa el

proceso.

El proceso de identificación y actualización de riesgos de

la información financiera cubre los siguientes objetivos

de la información financiera:

• Existencia y ocurrencia.

• Integridad.

• Valoración.

• Presentación, desglose y comparabilidad.

• Derechos y obligaciones.

Asimismo, este proceso de identificación y actualización de

riesgos de la información financiera tiene en cuenta el impac-

to que el resto de riesgos recogidos en el mapa de riesgos

pueden tener sobre los estados financieros, fundamental-

mente aquellos de carácter operativo, regulatorios, legales,

medioambientales, financieros y reputacionales.

La unidad ICFR, con el apoyo de los recursos asignados a esta

función en los distintos países y sociedades, y con el apoyo

de Global ITC para los aspectos de TI, actualiza la evaluación

de riesgos cuando se producen cambios en el alcance del

modelo.

La evaluación (en términos de probabilidad y el impacto), tan-

to de los riesgos inherentes como residuales, se actualiza cada

vez que se producen cambios en los procesos o cuando nue-

vas empresas se incluyen en el alcance. Esta evaluación puede

dar lugar a la identificación de nuevos riesgos que serían mi-

tigados con la actualización o el diseño de nuevos controles.

La supervisión del proceso de identificación de riesgos de la

información financiera se realiza por el Comité de Transpa-

rencia y el Comité de Auditoría y Cumplimiento dentro de sus

funciones de supervisión de la evaluación de las conclusiones

del Modelo de Control Interno de la Información Financiera

descritas en el indicador básico «Entorno de control de la en-

tidad» de este informe.

Identificación del perímetro de consolidación

ENDESA mantiene un registro societario continuamente ac-

tualizado que recoge la totalidad de las participaciones del

Grupo, cualquiera que sea su naturaleza, ya sean directas

o indirectas, así como cualquier entidad en la que ENDESA

tenga la capacidad de ejercer el control independientemente

de la forma jurídica a través de la cual se obtenga el control,

incluyendo por lo tanto, en su caso, tanto las sociedades ins-

trumentales como las de propósito especial.

La gestión y actualización de este registro societario se reali-

za de acuerdo con un procedimiento regulado por la Norma

Corporativa de «Gestión del Registro Societario de ENDESA».

El perímetro de consolidación de ENDESA es determinado

mensualmente por la Dirección General Económico-Financie-

ra de ENDESA en función de la información disponible en el

Registro Societario de acuerdo con los criterios previstos en

las Normas Internacionales de Información Financiera (en

adelante, «NIIF») y demás normativa contable local. Los even-

tuales cambios en el perímetro de consolidación son comuni-

cados a todas las empresas de ENDESA.


F.3. Actividades de control

Informe, señalando sus principales características, si dis-

pone al menos de:

F.3.1. Procedimientos de revisión y autorización de la infor-

mación financiera y la descripción del SCIIF, a publicar en los

mercados de valores, indicando sus responsables, así como

de documentación descriptiva de los flujos de actividades

y controles (incluyendo los relativos a riesgo de fraude) de

los distintos tipos de transacciones que puedan afectar de

modo material a los estados financieros, incluyendo el pro-

cedimiento de cierre contable y la revisión específica de los

juicios, estimaciones, valoraciones y proyecciones relevantes.

Procedimiento de Revisión y Autorización de la Informa-

ción Financiera y del SCIIF

ENDESA facilita información financiera al mercado de valores

con carácter trimestral. Esta información financiera es elabo-

rada por la Subdirección General Económica, la cual realiza

en el proceso de cierre contable determinadas actividades de

control que aseguran la fiabilidad de dicha información.

Adicionalmente, la Unidad de Control de Gestión, integrada

dentro de la Subdirección general de Planificación y Control,

analiza y supervisa la información elaborada.

El Director General Económico-Financiero analiza los informes

recibidos, aprobando provisionalmente la mencionada infor-

mación financiera para su remisión al Comité de Transparencia.

El Comité de Transparencia analiza y debate la información re-

mitida por la Dirección General Económico-Financiera y, una

vez aprobada, la remite al Comité de Auditoría y Cumplimiento.

El Comité de Auditoría y Cumplimiento supervisa la informa-

ción financiera que se le presenta. En los cierres contables que

coinciden con el final de un semestre, el Comité de Auditoría

y Cumplimiento cuenta también con información elaborada

por parte de los auditores externos de ENDESA sobre los re-

sultados de su trabajo.

Finalmente, el Comité de Auditoría y Cumplimiento informa

al Consejo de Administración de sus conclusiones sobre la in-

formación financiera presentada para que, una vez aprobada

por el Consejo de Administración, se publique en los merca-

dos de valores.

Por su parte, el informe sobre la descripción del SCIIF es pre-

sentado anualmente por la Dirección General Económico-Fi-

nanciera al Comité de Transparencia. Una vez aprobado por

el Comité de Transparencia, dicho informe es revisado y apro-

bado por el Comité de Auditoría y Cumplimiento y, posterior-

mente, aprobado por el Consejo de Administración antes de

hacerse público en los mercados de valores.

Descripción de los flujos de Actividades y Controles

ENDESA dispone de un modelo de Control Interno de la In-

formación Financiera alineado con el modelo establecido

para todas las empresas del Grupo Enel, basado en el Mode-

lo CoSo (The Committee of Sponsoring Organizations of the

Treadway Commission), que proporciona una certeza razona-

ble respecto del cumplimiento de tres grandes categorías de

objetivos que marca dicho modelo:

• Efectividad y eficiencia de operaciones.

• Confiabilidad en los informes financieros.

• Cumplimiento de leyes y regulaciones aplicables.

En primer lugar existen los Controles de Dirección, también

llamados Entity Level Controls (en adelante, «Controles de

Dirección» o «ELC») y Company Level Controls (en adelante,

«CLC»), que describen las políticas y directrices de ENDESA di-

señadas para proteger el sistema de control en el nivel de EN-

DESA. Son elementos estructurales del sistema de control que

funcionan de manera transversal en todas las divisiones/so-

ciedades. Estos controles se evalúan directamente por la Alta

Dirección de ENDESA. Los Controles de Dirección garantizan

que exista un adecuado nivel de control interno en ENDESA

y actúan como control mitigante de los potenciales impactos

de debilidades que, en su caso, se identifiquen.

A nivel de procesos, ENDESA, en aplicación del modelo del

Grupo ENEL, tiene identificados unos ciclos de Negocio co-

munes a todas sus sociedades filiales:

1. Activos Fijos

2. Cierre Contable

3. Inversiones de Capital


4. Finanzas

5. Inventario

6. Gastos de Personal

7. Ciclo de Compras

8. Ciclo de Ingresos

9. Tributos

La Unidad de Control Interno gestiona y actualiza de forma conti-

nua la documentación relativa a cada uno de los procesos siguien-

do la metodología establecida en el Procedimiento organizativo

188 del Grupo ENEL. Cualquier cambio organizativo implica la

revisión del modelo de control para valorar su impacto y proceder

a los cambios que garanticen su continuidad operativa. Los com-

ponentes principales identificados para cada proceso son:

• Riesgos. Es la posibilidad que un evento o acción afecte la

capacidad de la organización para lograr los objetivos de

reporte financiero y/o llevar a cabo sus estrategias en for-

ma exitosa.

• Actividades de control. Son políticas, procedimientos y

prácticas aplicadas por personal de la Compañía, sus siste-

mas de aplicación y otros recursos establecidos para mitigar

los riesgos identificados. Las actividades de control de pro-

ceso, también llamadas «Process Level Controls» (en ade-

lante, «PLC»), deben estar incorporadas en las operaciones

de los procesos, y sirven como medio para que el riesgo sea

administrado apropiadamente y están enfocadas a la pre-

vención, detección y corrección de éste. Las actividades de

control por su diseño pueden ser preventivas o detectivas, y

manuales (basadas en personas) o automáticas (basadas en

sistemas informáticos). Para el caso específico de los Siste-

mas de Información, las actividades de control se denomi-

nan Controles Generales de Tecnologías de la Información

(ITGC) y son gestionadas por ICT Governance del área de

Tecnologías de la Información y Comunicaciones Globales

(en adelante «Global ICT»). Las actividades de control son el

eje a través del cual se estructura todo el modelo de control

y dan cobertura a los aspectos siguientes:

— Integridad y valores éticos.

— Compromiso de competencia profesional.

— Filosofía de dirección y el estilo de gestión.

— Estructura organizativa.

— Asignación de autoridad y responsabilidad.

— Políticas y prácticas de recursos humanos.

Las actividades de control garantizan que, en el curso normal

de las operaciones, para todos los epígrafes de los estados fi-

nancieros consolidados, se cumplan los objetivos de control

de ENDESA de acuerdo con el Procedimiento organizativo

188 antes referenciado.

En la actualidad, para la totalidad de los procesos se identi-

fican 6.038 PLC y 197 ITGC. Asimismo y existen 883 ELC. Con

todo ello el índice de cobertura de las principales magnitudes

consolidadas (total de activos, ingresos, resultado antes de

impuestos y endeudamiento) supera el 90%.

Toda la información relativa al modelo de Control Interno

está documentada en la herramienta informática de Control

Interno SAP-GRC PRoCESS CoNTRoL (en adelante SAP-GRC)

Bajo la coordinación de la unidad ICFR, los responsables de

Control (nombrado por los responsables del proceso) son los

responsables de la evaluación que se realiza semestralmente.

El responsable del proceso debe mantener evidencia del

control realizado bajo su supervisión utilizando los métodos

e instrumentos que se han descrito en el diseño del control

bajo su responsabilidad jerárquica.

La unidad ICFR monitorea y da seguimiento al estado de

avance de autoevaluación garantizando al mismo tiempo el

apoyo necesario a los responsables de los procesos.

La operativa del Sistema de Control Interno se divide en las si-

guientes fases, cuya planificación se realiza por ICFR de forma

centralizada para ENDESA y sus sociedades filiales:

• Evaluación de Actividades de Control: El evaluador aplica

pruebas para verificar y evaluar el correcto diseño y opera-

tividad de todas las actividades de control. Él mismo identi-

fica e informa las deficiencias que se pueden presentar para

que sean subsanadas.

• Firma de las Unidades Organizativas: El responsable au-

tentifica la evaluación de las actividades de control, respon-

sabilizándose por las acciones necesarias para la remedia-

ción de las deficiencias incluidas en el plan de acción.

• Evaluación Controles de Dirección: Son evaluados por los

responsables que tienen asignado el rol para ello.


Los ELC y CLC son evaluados por la Alta Dirección, los PLC son

evaluados a nivel operativo y alcanzan la Alta Dirección por

un proceso de firmas sucesivas.

Todas las fases anteriores tienen una monitorización y sopor-

te permanente por parte de la Unidad de Control Interno. Las

conclusiones sobre el cumplimiento y efectividad resultantes,

provenientes del testing realizado por Auditoría de Control

Interno sobre el Reporting Financiero son incorporadas al

informe elaborado por ICFR con los resultados del proceso

de autoevaluación. La Dirección General Económico-Finan-

ciera las presenta al Comité de Transparencia, que las evalúa

y aprueba, presentándoselas para su análisis y conclusión al

Comité de Auditoría y Cumplimiento junto con el informe de

la Dirección General de Auditoría Interna.

Las debilidades de control detectadas se clasifican como:

• Debilidades materiales en aquellos casos en que la defi-

ciencia o conjunto de deficiencias provoque una posibili-

dad, que no sea remota, de que pudiera producirse un error

material en las Cuentas Anuales.

• Debilidades significativas en aquellos casos en que la defi-

ciencia o conjunto de deficiencias provoque una posibili-

dad remota de que pudiera producirse un error material en

las Cuentas Anuales.

• Debilidades no significativas son aquellas que en ningún caso

podrían producir un error material en las Cuentas Anuales.

Las debilidades de control detectadas en el Sistema de Con-

trol Interno desembocan en un plan de acción específico para

cada una de ellas. La Unidad de Control Interno monitoriza,

controla e informa al Comité de Transparencia y al Comité de

Auditoría y Cumplimiento hasta su subsanación definitiva.

F.3.2. Políticas y procedimientos de control interno sobre

los sistemas de información (entre otras, sobre seguridad

de acceso, control de cambios, operación de los mismos,

continuidad operativa y segregación de funciones) que so-

porten los procesos relevantes de la entidad en relación a

la elaboración y publicación de la información financiera.

El área de Global ICT es la responsable de los Sistemas de

Información y de las Telecomunicaciones para todos los ne-

gocios y territorios en los que opera ENDESA. ENEL Energy

Europe, S.L.U. sociedad que detenta una participación del

92,06% de Endesa, S.A y participada a su vez en un 100%

por el Grupo ENEL realiza la actividad de sistemas y teleco-

municaciones, integrada por los medios materiales, humanos

y contratos con terceros necesarios para el desarrollo de estas

actividades, para llevar a cabo una gestión integrada de dicha

actividad en el conjunto del Grupo ENEL en el marco de la

estrategia global del Grupo empresarial para la obtención de

sinergias. A pesar de este hecho, la responsabilidad funcio-

nal así como la operación y desarrollo de los procedimientos

operativos siguen estando ubicados en ENDESA y por tanto

concretados y certificados dentro del SCIIF de ENDESA.

Dentro de sus múltiples y diversas funciones de Global ICT

está la definición y seguimiento de las políticas y estándares

de seguridad para aplicaciones e infraestructuras, entre los

que se incluye el modelo de control interno en el ámbito de

las tecnologías de la información.

El Modelo de Control Interno de ENDESA y en particular el de

Global ICT contempla los procesos informáticos, que compren-

den tanto el entorno, arquitectura e infraestructuras de las

tecnologías de la información, como las aplicaciones que afec-

tan a transacciones, que directamente tengan efecto en los

principales procesos de negocio de la compañía, y, por ende,

impacto en la información financiera y en los procesos de cie-

rre de la compañía. Los citados controles se pueden desarrollar

mediante actividades automatizadas en los propios programas

informáticos o a través de procedimientos manuales.

ENDESA aplica un modelo de control interno sobre los Siste-

mas de Información considerados relevantes en los estados fi-

nancieros, enfocado a garantizar de manera global la calidad y

la fiabilidad de la información financiera en el proceso de cierre

y, por tanto, de la información reportada a los mercados.

El modelo de control interno de los Sistemas de Información

consta de once procesos:

1. Arquitectura y Tecnología de las TIC2

2. Solicitudes Estándar de las TIC

3. Políticas y procedimientos de gestión de las TIC

4. Estrategia y Planificación de las TIC

2 TIC significa Tecnologías de la Información y Comunicaciones.


5. Gestión de Activos y de la Configuración de las TIC

6. Gestión de la Capacidad de las TIC

7. Gestión de Proveedores de las TIC

8. Monitoreo del Rendimiento de las TIC

9. Gestión de Soluciones de las TIC

10. Gestión de Eventos e Incidencias de las TIC

11. Gestión de Problemas de las TIC

Estos procesos se abren a su vez en subprocesos con las par-

ticularizaciones necesarias que garanticen un adecuado nivel

de control de los aspectos de las tecnologías de la información

y aseguren la integridad, disponibilidad y confidencialidad de

la información económico-financiera de cada Compañía.

Los procesos del modelo de control interno de las tecnolo-

gías de la información de ENDESA contienen las actividades

de control necesarias para cubrir los riesgos de los siguientes

ámbitos de gestión de los sistemas de información, procesos

y sistemas así como Controles de Dirección específicos para

el ámbito de las tecnologías de ENDESA relacionados con la

información financiera:

Entorno informático

• Descripción de roles y funciones de Global ICT.

• Inventario de Aplicaciones y Mapa de Sistemas.

• Mapa de Red de Telecomunicaciones.

Gestión del cambio de aplicaciones

• Gestión de la demanda de desarrollos y mejoras funcionales.

• Especificación, autorización y seguimiento de solicitudes

de cambio.

• Desarrollo de software e infraestructura de sistemas.

• Pruebas de rendimiento en el proceso de implantación.

• Puesta en producción de aplicaciones.

• Documentación y formación.

Operaciones y explotación de los Sistemas

• Gestión de las actividades de operación.

• Gestión de copias de seguridad.

• Gestión de incidencias.

• Planes de contingencia y recuperación ante desastres de los

sistemas que así lo requieran.

• Acuerdos de nivel de servicio.

Seguridad física y lógica

• Gestión de las actividades de seguridad.

• Seguridad de acceso lógico.

• Seguridad física de los centros de proceso de datos.

Asimismo, para la seguridad de la información, ENDESA tiene la

Norma Corporativa «Seguridad de la información», que estable-

ce y define los principios de funcionamiento y los órganos de

responsabilidad en materia de Seguridad de la Información y

en la gestión de Derechos de Decisión respecto a la información

financiera crítica. Desde el 31 de Mayo de 2013 también está

vigente la política corporativa nº 87 del Grupo Enel, que define

las directrices relativas a la gestión del acceso lógico a los siste-

mas de TI y a las aplicaciones, con el objetivo de reducir el riesgo

de fraude o de acceso involuntario a la información del Grupo y

preservar la confidencialidad, integridad y disponibilidad.

ENDESA constituyó en el año 2007 la función de Seguridad

de la Información como respuesta a los requisitos impuestos

tanto por las legislaciones como por el entorno tecnológico

y de mercado. Asimismo, constituyó el mismo año la función

de Gestión de Derechos de Decisión como garantía del cum-

plimiento legislativo en materia financiera, y establecimiento

de las incompatibilidades funcionales para asegurar que una

misma persona no pueda dominar un proceso crítico.

La Seguridad de la Información es la función encargada de

la protección de los activos de información que posee cada

empresa, para alcanzar y mantener el nivel de seguridad de-

seado, así como la correcta aplicación de los derechos de de-

cisión, para reducir el fraude interno.

La Gestión de Derechos de Decisión e Incompatibilidades

Funcionales es la función encargada de la identificación, ges-

tión y control de las facultades concretas que posibilitan la

toma de decisiones en el entorno empresarial.

Los principios básicos de la Política de Seguridad de la Infor-

mación de ENDESA son:

• La información y el conocimiento son unos activos de valor

estratégico.

• La seguridad de la información es responsabilidad de to-

dos: los que la generan, los que la utilizan, los que la proce-

san y los que acceden a ella.


• La consciencia de toda la información que se maneja en la

compañía, de su importancia y de su vulnerabilidad.

• La información sobre las personas pertenece exclusivamen-

te a las personas.

• El valor de la información está en su veracidad: debe con-

servarse íntegra.

• La credibilidad de la información reside en la autenticidad

de su fuente.

• Mantener siempre disponible la información más crítica

para el negocio.

• La divulgación de información confidencial es una grave

amenaza contra la empresa y sus accionistas.

• Una tecnología de la información, unas comunicaciones

y unas infraestructuras seguras son el requisito de partida

de una información segura.

• El coste de las medidas de seguridad debe ser proporciona-

do al valor de la información que protegen.

Asimismo, el Procedimiento Corporativo «Criterios para esta-

blecer la Seguridad de los Activos de Información» establece

el método para identificar, clasificar, valorar y analizar el ries-

go al que puede estar sometida la información y las obliga-

ciones fundamentales a tener en cuenta por cada una de las

unidades organizativas que intervienen en la gestión de los

activos de información.

El proceso de Gestión de la Seguridad de la información se

enmarca dentro de un proceso de mejora continua que per-

mite, entre otras cosas, obtener una optimización permanen-

te del nivel de seguridad. La finalidad última de este proceso

es mantener el nivel de seguridad dentro de unos umbrales

aceptables y operativos para la organización, implantando o

desarrollando aquellos controles que incidan sobre la reduc-

ción del riesgo de una manera más efectiva.

La metodología propia de ENDESA permite de manera homo-

génea identificar, clasificar y valorar la información y, poste-

riormente realizar un análisis de los riesgos a los que se en-

cuentra sometida la información, así como definir los planes

de actuación que permitan situar a cada activo de informa-

ción en un nivel aceptado por la organización.

F.3.3. Políticas y procedimientos de control interno des-

tinados a supervisar la gestión de las actividades subcon-

tratadas a terceros, así como de aquellos aspectos de eva-

luación, cálculo o valoración encomendados a expertos

independientes, que puedan afectar de modo material a

los estados financieros.

Cuando ENDESA subcontrata una actividad necesaria para

la emisión de los estados financieros, se exige al proveedor

una garantía sobre el control interno de las actividades de-

sarrolladas. En los casos relevantes (ejemplo Data Center), se

exige a los proveedores de los servicios la obtención de un in-

forme ISAE 3402, International Standard on Assurance Enga-

gements. Este tipo de informe permite a ENDESA comprobar

si los objetivos de control del proveedor de los servicios y las

actividades de control que los sustentan han funcionado o no

durante el periodo de tiempo correspondiente.

Cuando ENDESA utiliza los servicios de un experto indepen-

diente se asegura la competencia y capacitación técnica y

legal del profesional. Sobre los informes del experto indepen-

diente, ENDESA tiene implementadas actividades de control y

personal capacitado para validar la razonabilidad de las con-

clusiones del mismo.

Adicionalmente, existe un procedimiento interno para la contra-

tación de asesores externos que requieren determinados niveles

de aprobación en función de la cuantía que se trate, incluyendo,

en su caso, la aprobación del Consejero Delegado de la Socie-

dad. Los resultados o informes de las contrataciones en materia

contable, fiscal o legal se supervisan por los responsables de la

Dirección General Económico-Financiera y por Asesoría Jurídica

u otras Direcciones en caso de considerarse necesario.

F.4. Información y comunicación

Informe, señalando sus principales características, si dis-

pone al menos de:

F.4.1. Una función específica encargada de definir, man-

tener actualizadas las políticas contables (área o depar-

tamento de políticas contables) y resolver dudas o con-


flictos derivados de su interpretación, manteniendo una

comunicación fluida con los responsables de las operacio-

nes en la organización, así como un manual de políticas

contables actualizado y comunicado a las unidades a tra-

vés de las que opera la entidad.

La responsabilidad sobre la aplicación de las Políticas Conta-

bles de ENDESA es única para todo el ámbito geográfico de

ENDESA y está centralizada en la Dirección General Económi-

co-Financiera de ENDESA.

En la Dirección General Económico-Financiera de ENDESA

existe una Unidad de Criterios Contables y Reporting, cuya

función específica es el análisis de las Normas Internacionales

de Información Financiera (en adelante, «NIIF»). Las funciones

de esta Unidad son las siguientes:

• Definir las Políticas Contables de ENDESA.

• Analizar las operaciones y transacciones singulares realiza-

das o que prevé realizar ENDESA para determinar su ade-

cuado tratamiento contable de acuerdo con las Políticas

Contables de ENDESA.

• Realizar un seguimiento de los proyectos de nueva normativa

en curso en el International Accounting Standards Board (en

adelante, «IASB»), de las nuevas normas aprobadas por el ci-

tado organismo y del proceso de convalidación de las mismas

por la Unión Europea determinando los impactos que su im-

plantación tendrá sobre las Cuentas Consolidadas del Grupo.

• Resolver cualquier consulta que se pueda realizar desde

cualquier sociedad filial sobre la aplicación de las Políticas

Contables de ENDESA.

La Unidad de Criterios Contables y Reporting mantiene infor-

mados a todos los responsables de preparar estados financie-

ros en los distintos niveles de ENDESA sobre las modificacio-

nes normativas, aclarando cualquier duda que pueda existir y

a su vez recaba de las empresas filiales la información necesa-

ria para asegurar la aplicación coherente de la Políticas Con-

tables de ENDESA y determinar los impactos de la aplicación

de la nueva normativa contable.

En aquellas ocasiones en las que la aplicación de la normati-

va contable es especialmente compleja, la Dirección General

Económico-Financiera de ENDESA comunica a los auditores

externos cual ha sido la conclusión del análisis contable reali-

zado por ENDESA solicitando su posición respecto de la con-

clusión alcanzada.

Las Políticas Contables de ENDESA están desarrolladas sobre

la base de las NIIF, y se recogen en un documento denomina-

do «Manual Contable de ENDESA». Este documento se actua-

liza periódicamente y se distribuye a los responsables de la

elaboración de los estados financieros de las distintas Socie-

dades que integran ENDESA.

F.4.2. Mecanismos de captura y preparación de la informa-

ción financiera con formatos homogéneos, de aplicación y

utilización por todas las unidades de la entidad o del gru-

po, que soporten los estados financieros principales y las

notas, así como la información que se detalle sobre el SCIIF.

ENDESA tiene implantada una herramienta informática para

cubrir por un lado las necesidades de reporte de sus estados

financieros individuales, y facilitar por otro el proceso de con-

solidación y análisis posterior. Dicha herramienta consigue

centralizar en un único sistema, con un único plan de cuentas,

toda la información correspondiente a la contabilidad de los

estados financieros individuales de las filiales que conforman

ENDESA así como las notas o desgloses necesarios para la ela-

boración de las cuentas anuales.

El sistema es gestionado centralizadamente en el ámbito

del Grupo ENEL. La competencia técnica de la herramienta,

de sus controles internos y de la gestión que sobre la misma

realiza el Grupo ENEL ha sido evaluada y contrastada por EN-

DESA, siendo considerada adecuada para la obtención de

los estados financieros consolidados de ENDESA. Adicional-

mente, con carácter anual ENDESA obtiene información de

un experto independiente de que la herramienta no presenta

ningún aspecto que pudiera llegar a suponer una deficiencia

relevante para el proceso de obtención de los estados finan-

cieros consolidados de ENDESA.

La carga de la información en este sistema de consolidación se

realiza de forma automática desde el Sistema de Información

Económica (transaccional), que es también único y está im-

plantado en la práctica totalidad de las empresas de ENDESA.

A su vez, el SCIIF está soportado en un sistema informático

igualmente gestionado centralizadamente en el ámbito del


Grupo ENEL a través del cual se obtiene toda la información

necesaria para determinar las conclusiones respecto de la

operatividad del SCIIF.

F.5. Supervisión del funcionamiento del sistema

Informe, señalando sus principales características, al me-

nos de:

F.5.1. Las actividades de supervisión del SCIIF realizadas

por el comité de auditoría así como si la entidad cuenta

con una función de auditoría interna que tenga entre sus

competencias la de apoyo al comité en su labor de super-

visión del sistema de control interno, incluyendo el SCIIF.

Asimismo se informará del alcance de la evaluación del

SCIIF realizada en el ejercicio y del procedimiento por

el cual el encargado de ejecutar la evaluación comunica

sus resultados, si la entidad cuenta con un plan de acción

que detalle las eventuales medidas correctoras, y si se ha

considerado su impacto en la información financiera.

Semestralmente, la Unidad de Control Interno de la Dirección

General Económico-Financiera realiza un seguimiento del

proceso de evaluación y certificación del diseño y operativi-

dad del SCIIF, para informar debidamente al Comité de Trans-

parencia, como órgano responsable de asegurar el correcto

control interno de la información facilitada a los mercados.

A tal fin, la Unidad de Control Interno recibe la evaluación de

los Controles de nivel de compañía (ELC/CLC) y los Controles

de nivel de Proceso (PLC) y el área de Global ICT recibe la eva-

luación de los ITGC para verificar:

• Si se han producido cambios en los procesos, se ha actuali-

zado la identificación de Actividades de Control, y que las

nuevas Actividades de Control cubren adecuadamente los

objetivos de Control del Proceso.

• Si se han identificado todas las debilidades existentes en

el diseño o en la efectividad del sistema de control. Por de-

bilidad se entiende aquella incidencia que afecta a que el

Sistema de Control no pueda garantizar con una seguridad

razonable la capacidad de adquirir, elaborar, resumir y co-

municar la información financiera de la Sociedad.

• Si se ha evaluado el impacto real y potencial de las citadas

debilidades y se han establecido, en su caso, Actividades de

Control compensatorias o mitigantes para garantizar, a pe-

sar de la presencia de estas debilidades, la confiabilidad de

la Información Financiera.

• La existencia de Planes de Acción para cada debilidad

identificada.

Igualmente, en el proceso se identifica y comunica todo frau-

de, aun siendo poco significativo, que involucre a los gestores

o empleados que participen en los procesos que tienen im-

pacto en la Información Financiera.

La unidad de Auditoría del Control Interno sobre el Reporting

Financiero, por delegación del Comité de Auditoría y Cumpli-

miento y tal como queda reflejado en su planificación anual,

realiza un monitoreo independiente sobre los controles más

relevantes del SCIIF verificando su diseño y su efectividad, y el

resultado de las mismas es revisado por el Comité de Audito-

ría y Cumplimiento.

Además, a lo largo de todo el año se realiza un seguimiento

del grado de avance de los planes de acción establecidos por

ENDESA para la subsanación de las deficiencias identifica-

das anteriormente definidos por parte de los Responsables

de cada proceso y compartidos con la Unidad de Control

Interno, sobre el cual es informado al Comité de Auditoría y

Cumplimiento.

Semestralmente el Comité de Transparencia es informado y

aprueba la evaluación del modelo, la calificación de las debi-

lidades y el estado de los planes de acción.

Finalmente, con carácter semestral la Dirección General Eco-

nómico-Financiera presenta al Comité de Auditoría y Cumpli-

miento las conclusiones del proceso de evaluación del Siste-

ma de Control Interno de la Información Financiera así como

de la evolución de la implantación de los planes de acción

surgidos del proceso de evaluación de semestres anteriores.

A 31 de diciembre de 2013, las evaluaciones semestrales rea-

lizadas en el ejercicio 2013 no han identificado debilidades

materiales en el SCIIF. En el proceso de evaluación a 31 de

diciembre de 2013 se han analizado 197 ITGC, 883 Controles

de Dirección (279 de España y 604 de Latinoamérica) y 6.038


actividades de control (1.709 de España y 4.329 de Latinoa-

mérica), de las cuales la Unidad de Auditoría del Control Inter-

no sobre el Reporting Financiero ha revisado 45 ITGC, 3 Con-

troles de Dirección (en España) y 1.036 actividades de control

(284 de España y 752 de Latinoamérica). En total, como resul-

tado tanto del proceso de autoevaluación como de la revisión

realizada por la Unidad de Auditoría del Control Interno so-

bre el Reporting Financiero, se han detectado 63 debilidades

de control que no afectan de forma significativa a la calidad

de la información financiera, 46 corresponden a España, 14 a

Latinoamérica y 3 a ITGC, para los cuales existen sus respecti-

vos planes de remediación.

De acuerdo con lo anterior, la Dirección de ENDESA entiende

que el modelo de control interno de la información financie-

ra para el periodo comprendido entre el 1 de enero y 31 de

diciembre de 2013 ha sido efectivo, así como los controles y

procedimientos establecidos para asegurar razonablemente

que la información divulgada al exterior por ENDESA es fiable

y adecuada.

F.5.2. Si cuenta con un procedimiento de discusión me-

diante el cual el auditor de cuentas (de acuerdo con lo

establecido en las NTA), la función de auditoría interna

y otros expertos puedan comunicar a la alta dirección y

al comité de auditoría o administradores de la entidad

las debilidades significativas de control interno identi-

ficadas durante los procesos de revisión de las cuentas

anuales o aquellos otros que les hayan sido encomen-

dados. Asimismo, informará de si dispone de un plan

de acción que trate de corregir o mitigar las debilidades

observadas.

La función de Auditoría comunica de forma periódica a la

Alta Dirección y al Comité de Auditoría y Cumplimiento las

debilidades significativas de control interno identificadas en

la revisión de los distintos procesos durante el ejercicio, así

como del estado de implantación de los planes de acción es-

tablecidos para su mitigación.

Por su parte, el auditor de cuentas de ENDESA tiene acceso di-

recto a la Alta Dirección de ENDESA, manteniendo reuniones

periódicas tanto para obtener información necesaria para el

desarrollo de su trabajo como para comunicar las debilidades

de control detectadas en el desarrollo de su trabajo.

A su vez, el auditor de cuentas informa semestralmente al Co-

mité de Auditoría y Cumplimiento de las conclusiones de su

trabajo de revisión de las Cuentas Consolidadas de ENDESA

incluyendo cualquier aspecto que considere relevante.

Los auditores externos presentan anualmente un informe a

la Alta Dirección y al Comité de Auditoría y Cumplimiento en

que se detallan las debilidades de control interno detectadas

en el desarrollo de su trabajo de auditoría de cuentas. Este

informe incorpora los comentarios de la Dirección de ENDE-

SA y, en su caso, los planes de acción que se han puesto en

marcha para remediar las correspondientes debilidades de

control interno.

F.6. Otra información relevante

No existe otra información relevante respecto del SCIIF de

ENDESA que no haya sido desglosada en los apartados pre-

cedentes de este informe.

F.7. Informe del auditor externo

Informe de:

F.7.1. Si la información del SCIIF remitida a los mercados

ha sido sometida a revisión por el auditor externo, en

cuyo caso la entidad debería incluir el informe correspon-

diente como anexo. En caso contrario, debería informar

de sus motivos.

De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 61.bis (h) de la Ley

24/88 de 28 de julio del Mercado de Valores, y en la Circular

5 /2013 de 13 de junio del Mercado de Valores, ENDESA pre-

senta en su Informe Anual de Gobierno Corporativo de 2013

la información relativa a las principales características de sus

sistemas internos de control y gestión de riesgos en relación

con el proceso de emisión de la información financiera, si-

guiendo la estructura propuesta en citada Circular.

Asimismo, ENDESA ha considerado pertinente solicitar que el

auditor externo emita un informe de revisión sobre la informa-

ción descrita en este Informe del SCIIF de acuerdo con la guía

de actuación profesional establecida por las corporaciones.

295GOBIERNO CORPORATIVO G. GRADo DE SEGUIMIENTo DE LAS RECoMENDACIoNES...

G. Grado de seguimiento de las recomendaciones de gobierno corporativo

Indique el grado de seguimiento de la sociedad respecto

de las recomendaciones del Código Unificado de buen

gobierno.

En el caso de que alguna recomendación no se siga o se

siga parcialmente, se deberá incluir una explicación de-

tallada de sus motivos de manera que los accionistas, los

inversores y el mercado en general cuenten con informa-

ción suficiente para valorar el proceder de la sociedad.

No serán aceptables explicaciones de carácter general.

1. Que los Estatutos de las sociedades cotizadas no li-

miten el número máximo de votos que pueda emitir un

mismo accionista, ni contengan otras restricciones que

dificulten la toma de control de la sociedad mediante la

adquisición de sus acciones en el mercado.

Ver epígrafes: A.10, B.1, B.2, C.1.23 y C.1.24.

Cumple

2. Que cuando coticen la sociedad matriz y una sociedad

dependiente ambas definan públicamente con precisión:

a) Las respectivas áreas de actividad y eventuales rela-

ciones de negocio entre ellas, así como las de la so-

ciedad dependiente cotizada con las demás empresas

del grupo;

b) Los mecanismos previstos para resolver los eventua-

les conflictos de interés que puedan presentarse.

Ver epígrafes: D.4 y D.7

No aplicable

3. Que, aunque no lo exijan de forma expresa las Leyes mer-

cantiles, se sometan a la aprobación de la junta general de

accionistas las operaciones que entrañen una modificación

estructural de la sociedad y, en particular, las siguientes:

a) La transformación de sociedades cotizadas en com-

pañías holding, mediante «filialización» o incorpora-

ción a entidades dependientes de actividades esen-

ciales desarrolladas hasta ese momento por la propia

sociedad, incluso aunque ésta mantenga el pleno do-

minio de aquéllas;

b) La adquisición o enajenación de activos operativos

esenciales, cuando entrañe una modificación efectiva

del objeto social;

c) Las operaciones cuyo efecto sea equivalente al de la

liquidación de la sociedad.

Ver epígrafe: B.6

Cumple

4. Que las propuestas detalladas de los acuerdos a adoptar

en la junta general, incluida la información a que se refiere

la recomendación 27 se hagan públicas en el momento de

la publicación del anuncio de la convocatoria de la junta.

Cumple

5. Que en la junta general se voten separadamente aque-

llos asuntos que sean sustancialmente independientes, a

fin de que los accionistas puedan ejercer de forma separa-

da sus preferencias de voto. Y que dicha regla se aplique,

en particular:

a) Al nombramiento o ratificación de consejeros, que

deberán votarse de forma individual;

b) En el caso de modificaciones de Estatutos, a cada ar-

tículo o grupo de artículos que sean sustancialmente

independientes.

Cumple

6. Que las sociedades permitan fraccionar el voto a fin

de que los intermediarios financieros que aparezcan le-

gitimados como accionistas, pero actúen por cuenta de

clientes distintos, puedan emitir sus votos conforme a las

instrucciones de éstos.

Cumple


7. Que el consejo desempeñe sus funciones con unidad

de propósito e independencia de criterio, dispense el mis-

mo trato a todos los accionistas y se guíe por el interés

de la compañía, entendido como hacer máximo, de forma

sostenida, el valor económico de la empresa.

Y que vele asimismo para que en sus relaciones con los

grupos de interés (stakeholders) la empresa respete las

leyes y reglamentos; cumpla de buena fe sus obligacio-

nes y contratos; respete los usos y buenas prácticas de

los sectores y territorios donde ejerza su actividad; y ob-

serve aquellos principios adicionales de responsabilidad

social que hubiera aceptado voluntariamente.

Cumple

8. Que el consejo asuma, como núcleo de su misión,

aprobar la estrategia de la compañía y la organización

precisa para su puesta en práctica, así como supervisar y

controlar que la Dirección cumple los objetivos marcados

y respeta el objeto e interés social de la compañía. Y que,

a tal fin, el consejo en pleno se reserve la competencia de

aprobar:

a) Las políticas y estrategias generales de la sociedad, y

en particular:

i) El Plan estratégico o de negocio, así como los

objetivos de gestión y presupuesto anuales;

ii) La política de inversiones y financiación;

iii) La definición de la estructura del grupo de socie-

dades;

iv) La política de gobierno corporativo;

v) La política de responsabilidad social corporativa;

vi) La política de retribuciones y evaluación del des-

empeño de los altos directivos;

vii) La política de control y gestión de riesgos, así

como el seguimiento periódico de los sistemas

internos de información y control;

viii) La política de dividendos, así como la de auto-

cartera y, en especial, sus límites.

Ver epígrafes: C.1.14, C.1.16 y E.2

b) Las siguientes decisiones :

i) A propuesta del primer ejecutivo de la com-

pañía, el nombramiento y eventual cese de

los altos directivos, así como sus cláusulas de

indemnización.

ii) La retribución de los consejeros, así como, en el

caso de los ejecutivos, la retribución adicional

por sus funciones ejecutivas y demás condicio-

nes que deban respetar sus contratos.

iii) La información financiera que, por su condi-

ción de cotizada, la sociedad deba hacer pública

periódicamente.

iv) Las inversiones u operaciones de todo tipo que,

por su elevada cuantía o especiales caracterís-

ticas, tengan carácter estratégico, salvo que su

aprobación corresponda a la junta general;

v) La creación o adquisición de participaciones en

entidades de propósito especial o domiciliadas

en países o territorios que tengan la considera-

ción de paraísos fiscales, así como cualesquiera

otras transacciones u operaciones de naturaleza

análoga que, por su complejidad, pudieran me-

noscabar la transparencia del grupo.

c) Las operaciones que la sociedad realice con conseje-

ros, con accionistas significativos o representados en el

consejo, o con personas a ellos vinculados («operaciones

vinculadas»).

Esa autorización del consejo no se entenderá, sin embar-

go, precisa en aquellas operaciones vinculadas que cum-

plan simultáneamente las tres condiciones siguientes:

1ª. Que se realicen en virtud de contratos cuyas condi-

ciones estén estandarizadas y se apliquen en masa a

muchos clientes;


2ª. Que se realicen a precios o tarifas establecidos con

carácter general por quien actúe como suministrador

del bien o servicio del que se trate;

3ª. Que su cuantía no supere el 1% de los ingresos anua-

les de la sociedad.

Se recomienda que el consejo apruebe las operaciones

vinculadas previo informe favorable del comité de audi-

toría o, en su caso, de aquel otro al que se hubiera en-

comendado esa función; y que los consejeros a los que

afecten, además de no ejercer ni delegar su derecho de

voto, se ausenten de la sala de reuniones mientras el

consejo delibera y vota sobre ella.

Se recomienda que las competencias que aquí se atribu-

yen al consejo lo sean con carácter indelegable, salvo las

mencionadas en las letras b) y c), que podrán ser adop-

tadas por razones de urgencia por la comisión delegada,

con posterior ratificación por el consejo en pleno.

Ver epígrafes: D.1 y D.6

Cumple

9. Que el consejo tenga la dimensión precisa para lograr

un funcionamiento eficaz y participativo, lo que hace

aconsejable que su tamaño no sea inferior a cinco ni su-

perior a quince miembros.

Ver epígrafe: C.1.2

Cumple

10. Que los consejeros externos dominicales e indepen-

dientes constituyan una amplia mayoría del consejo y

que el número de consejeros ejecutivos sea el mínimo ne-

cesario, teniendo en cuenta la complejidad del grupo so-

cietario y el porcentaje de participación de los consejeros

ejecutivos en el capital de la sociedad.

Ver epígrafes: A.3 y C.1.3.

Cumple

11. Que dentro de los consejeros externos, la relación en-

tre el número de consejeros dominicales y el de indepen-

dientes refleje la proporción existente entre el capital de

la sociedad representado por los consejeros dominicales

y el resto del capital.

Este criterio de proporcionalidad estricta podrá atenuar-

se, de forma que el peso de los dominicales sea mayor

que el que correspondería al porcentaje total de capital

que representen:

1.º En sociedades de elevada capitalización en las que

sean escasas o nulas las participaciones accionariales

que tengan legalmente la consideración de significa-

tivas, pero existan accionistas con paquetes acciona-

riales de elevado valor absoluto.

2.º Cuando se trate de sociedades en las que exista una

pluralidad de accionistas representados en el conse-

jo, y no tengan vínculos entre sí.

Ver epígrafes: A.2, A.3 y C.1.3

Cumple

12. Que el número de consejeros independientes repre-

sente al menos un tercio del total de consejeros.


Explique

El Consejo de Administración está compuesto por nueve

miembros, cuatro dominicales, que representan el 44%, tres

ejecutivos, que representan el 33,33%, y dos independientes,

que representan el 22,22%. Para valorar adecuadamente el

porcentaje de tipos de consejeros o en el caso concreto el

número de independientes que conforman el Consejo, es ne-

cesario acudir a la estructura del capital de la sociedad. En el

caso de ENDESA el 92,063% corresponde a un único propie-

tario, Enel S.p.A., y el resto del capital, 7,94%, es free float o

dicho de otro modo, en este 7,94% del capital no existe nin-

guna otra participación significativa. Es decir, aunque ENDE-

SA sólo tiene un free float del 7,94%, el 22% de los miembros

de su Consejo son independientes, por lo que ENDESA consi-

dera adecuado el nivel de representación de dichos conseje-


ros independientes, aunque no se ajuste formalmente a esta

recomendación.

13. Que el carácter de cada consejero se explique por el

consejo ante la junta general de Accionistas que deba

efectuar o ratificar su nombramiento, y se confirme o, en

su caso, revise anualmente en el Informe Anual de Go-

bierno Corporativo, previa verificación por la comisión

de nombramientos. Y que en dicho Informe también se

expliquen las razones por las cuales se haya nombrado

consejeros dominicales a instancia de accionistas cuya

participación accionarial sea inferior al 5% del capital; y

se expongan las razones por las que no se hubieran aten-

dido, en su caso, peticiones formales de presencia en el

consejo procedentes de accionistas cuya participación ac-

cionarial sea igual o superior a la de otros a cuya instancia

se hubieran designado consejeros dominicales.

Ver epígrafes: C.1.3 y C.1.8

Cumple

14. Que cuando sea escaso o nulo el número de conseje-

ras, la comisión de nombramientos vele para que al pro-

veerse nuevas vacantes:

a) Los procedimientos de selección no adolezcan de

sesgos implícitos que obstaculicen la selección de

consejeras;

b) La compañía busque deliberadamente e incluya entre

los potenciales candidatos mujeres que reúnan el per-

fil profesional buscado.

Ver epígrafes: C.1.2, C.1.4, C.1.5, C.1.6, C.2.2 y C.2.4.

Cumple

15. Que el presidente, como responsable del eficaz fun-

cionamiento del consejo, se asegure de que los consejeros

reciban con carácter previo información suficiente; esti-

mule el debate y la participación activa de los consejeros

durante las sesiones del consejo, salvaguardando su libre

toma de posición y expresión de opinión; y organice y

coordine con los presidentes de las comisiones relevantes

la evaluación periódica del consejo, así como, en su caso,

la del consejero delegado o primer ejecutivo.

Ver epígrafes: C.1.19 y C.1 41

Cumple

16. Que, cuando el presidente del consejo sea también

el primer ejecutivo de la sociedad, se faculte a uno de los

consejeros independientes para solicitar la convocatoria

del consejo o la inclusión de nuevos puntos en el orden

del día; para coordinar y hacerse eco de las preocupacio-

nes de los consejeros externos; y para dirigir la evaluación

por el consejo de su presidente.


No aplicable

17. Que el secretario del consejo, vele de forma especial

para que las actuaciones del consejo:

a) Se ajusten a la letra y al espíritu de las Leyes y sus

reglamentos, incluidos los aprobados por los organis-

mos reguladores;

b) Sean conformes con los Estatutos de la sociedad y con

los Reglamentos de la junta, del consejo y demás que

tenga la compañía;

c) Tengan presentes las recomendaciones sobre buen

gobierno contenidas en este Código Unificado que la

compañía hubiera aceptado.

Y que, para salvaguardar la independencia, imparciali-

dad y profesionalidad del secretario, su nombramiento y

cese sean informados por la comisión de nombramientos

y aprobados por el pleno del consejo; y que dicho pro-

cedimiento de nombramiento y cese conste en el regla-

mento del consejo.


Cumple


18. Que el consejo se reúna con la frecuencia precisa para

desempeñar con eficacia sus funciones, siguiendo el pro-

grama de fechas y asuntos que establezca al inicio del

ejercicio, pudiendo cada consejero proponer otros puntos

del orden del día inicialmente no previstos.


Cumple parcialmente

Con respecto a la posibilidad de que cada Consejero pueda

proponer otros puntos del orden día inicialmente no previs-

tos, establece el artículo 47 de los Estatutos Sociales que el

Consejo deliberará sobre el orden del día y también sobre

cuestiones que proponga el Presidente o la mayoría de los

vocales presentes o representados. El artículo 10 del Regla-

mento del Consejo establece que un tercio de sus miembros

podrá pedir, con antelación a la celebración de la reunión, la

inclusión de aquellos puntos que, a su juicio, sea conveniente

tratar.

19. Que las inasistencias de los consejeros se reduzcan

a casos indispensables y se cuantifiquen en el Informe

Anual de Gobierno Corporativo. Y que si la representa-

ción fuera imprescindible, se confiera con instrucciones.

Ver epígrafes: C.1.28, C.1.29 y C.1.30

Cumple

20. Que cuando los consejeros o el secretario manifiesten

preocupaciones sobre alguna propuesta o, en el caso de

los consejeros, sobre la marcha de la compañía y tales pre-

ocupaciones no queden resueltas en el consejo, a petición

de quien las hubiera manifestado se deje constancia de

ellas en el acta.

No aplicable

21. Que el consejo en pleno evalúe una vez al año:

a) La calidad y eficiencia del funcionamiento del consejo;

b) Partiendo del informe que le eleve la comisión de

nombramientos, el desempeño de sus funciones por

el presidente del consejo y por el primer ejecutivo de

la compañía;

c) El funcionamiento de sus comisiones, partiendo del

informe que éstas le eleven.


Cumple

22. Que todos los consejeros puedan hacer efectivo el de-

recho a recabar la información adicional que juzguen pre-

cisa sobre asuntos de la competencia del consejo. Y que,

salvo que los estatutos o el reglamento del consejo esta-

blezcan otra cosa, dirijan su requerimiento al presidente

o al secretario del consejo.


Cumple

23. Que todos los consejeros tengan derecho a obtener

de la sociedad el asesoramiento preciso para el cumpli-

miento de sus funciones. Y que la sociedad arbitre los

cauces adecuados para el ejercicio de este derecho, que

en circunstancias especiales podrá incluir el asesoramien-

to externo con cargo a la empresa.


Cumple

24. Que las sociedades establezcan un programa de

orientación que proporcione a los nuevos consejeros un

conocimiento rápido y suficiente de la empresa, así como

de sus reglas de gobierno corporativo. Y que ofrezcan

también a los consejeros programas de actualización de

conocimientos cuando las circunstancias lo aconsejen.

Cumple

25. Que las sociedades exijan que los consejeros dedi-

quen a su función el tiempo y esfuerzo necesarios para

desempeñarla con eficacia y, en consecuencia:


a) Que los consejeros informen a la comisión de nom-

bramientos de sus restantes obligaciones profesio-

nales, por si pudieran interferir con la dedicación

exigida;

b) Que las sociedades establezcan reglas sobre el núme-

ro de consejos de los que puedan formar parte sus

consejeros.

Ver epígrafes: C.1.12, C.1.13 y C.1.17

Cumple parcialmente

Con respecto al apartado b) de la recomendación, la Socie-

dad no considera necesario establecer formalmente reglas

sobre el número de consejos de los que pueden formar parte

sus consejeros, ya que los Consejeros de la Sociedad conocen

y cumplen los deberes de los administradores impuestos por

la Ley de Sociedades de Capital y por los propios Estatutos

Sociales, deberes de diligencia y lealtad, en referencia a la de-

dicación y desempeño del cargo, entre otros.

26. Que la propuesta de nombramiento o reelección de

consejeros que se eleven por el consejo a la junta gene-

ral de accionistas, así como su nombramiento provisional

por cooptación, se aprueben por el consejo:

a) A propuesta de la comisión de nombramientos, en el

caso de consejeros independientes.

b) Previo informe de la comisión de nombramientos, en

el caso de los restantes consejeros.


Cumple

27. Que las sociedades hagan pública a través de su pá-

gina web, y mantengan actualizada la siguiente informa-

ción sobre sus consejeros:

a) Perfil profesional y biográfico;

b) Otros consejos de administración a los que pertenez-

ca, se trate o no de sociedades cotizadas;

c) Indicación de la categoría de consejero a la que perte-

nezca según corresponda, señalándose, en el caso de

consejeros dominicales, el accionista al que represen-

ten o con quien tengan vínculos;

d) Fecha de su primer nombramiento como consejero en

la sociedad, así como de los posteriores, y;

e) Acciones de la compañía, y opciones sobre ellas, de

las que sea titular.

Cumple

28. Que los consejeros dominicales presenten su dimisión

cuando el accionista a quien representen venda íntegra-

mente su participación accionarial. Y que también lo hagan,

en el número que corresponda, cuando dicho accionista re-

baje su participación accionarial hasta un nivel que exija la

reducción del número de sus consejeros dominicales.

Ver epígrafes: A.2 , A.3 y C.1.2

Cumple

29. Que el consejo de administración no proponga el cese

de ningún consejero independiente antes del cumplimien-

to del periodo estatutario para el que hubiera sido nom-

brado, salvo cuando concurra justa causa, apreciada por el

consejo previo informe de la comisión de nombramientos.

En particular, se entenderá que existe justa causa cuando

el consejero hubiera incumplido los deberes inherentes a

su cargo o incurrido en algunas de las circunstancias que le

hagan perder su condición de independiente, de acuerdo

con lo establecido en la Orden ECC/461/2013.

También podrá proponerse el cese de consejeros inde-

pendientes de resultas de Ofertas Públicas de Adquisi-

ción, fusiones u otras operaciones societarias similares

que supongan un cambio en la estructura de capital de la

sociedad cuando tales cambios en la estructura del con-

sejo vengan propiciados por el criterio de proporcionali-

dad señalado en la Recomendación 11.

Ver epígrafes: C.1.2, C.1.9, C.1.19 y C.1.27

Cumple


30. Que las sociedades establezcan reglas que obliguen a

los consejeros a informar y, en su caso, dimitir en aquellos

supuestos que puedan perjudicar al crédito y reputación

de la sociedad y, en particular, les obliguen a informar

al consejo de las causas penales en las que aparezcan

como imputados, así como de sus posteriores vicisitudes

procesales.

Que si un consejero resultara procesado o se dictara con-

tra él auto de apertura de juicio oral por alguno de los de-

litos señalados en el artículo 213 de la Ley de Sociedades

de Capital, el consejo examine el caso tan pronto como

sea posible y, a la vista de sus circunstancias concretas,

decida si procede o no que el consejero continúe en su

cargo. Y que de todo ello el consejo dé cuenta, de forma

razonada, en el Informe Anual de Gobierno Corporativo.

Ver epígrafes: C.1.42, C.1.43

Cumple

31. Que todos los consejeros expresen claramente su

oposición cuando consideren que alguna propuesta de

decisión sometida al consejo puede ser contraria al inte-

rés social. Y que otro tanto hagan, de forma especial los

independientes y demás consejeros a quienes no afecte el

potencial conflicto de interés, cuando se trate de decisio-

nes que puedan perjudicar a los accionistas no represen-

tados en el consejo.

Y que cuando el consejo adopte decisiones significativas

o reiteradas sobre las que el consejero hubiera formula-

do serias reservas, éste saque las conclusiones que pro-

cedan y, si optara por dimitir, explique las razones en la

carta a que se refiere la recomendación siguiente.

Esta Recomendación alcanza también al secretario del

consejo, aunque no tenga la condición de consejero.

No aplicable

32. Que cuando, ya sea por dimisión o por otro motivo,

un consejero cese en su cargo antes del término de su

mandato explique las razones en una carta que remitirá

a todos los miembros del consejo. Y que, sin perjuicio de

que dicho cese se comunique como hecho relevante, del

motivo del cese se dé cuenta en el Informe Anual de Go-

bierno Corporativo.


No aplicable

33. Que se circunscriban a los consejeros ejecutivos las

remuneraciones mediante entrega de acciones de la so-

ciedad o de sociedades del grupo, opciones sobre accio-

nes o instrumentos referenciados al valor de la acción,

retribuciones variables ligadas al rendimiento de la socie-

dad o sistemas de previsión.

Esta recomendación no alcanzará a la entrega de accio-

nes, cuando se condicione a que los consejeros las man-

tengan hasta su cese como consejero.

Cumple

34. Que la remuneración de los consejeros externos sea

la necesaria para retribuir la dedicación, cualificación y

responsabilidad que el cargo exija; pero no tan elevada

como para comprometer su independencia.

Cumple

35. Que las remuneraciones relacionadas con los resulta-

dos de la sociedad tomen en cuenta las eventuales sal-

vedades que consten en el informe del auditor externo y

minoren dichos resultados.

No aplicable

36. Que en caso de retribuciones variables, las políticas

retributivas incorporen límites y las cautelas técnicas pre-

cisas para asegurar que tales retribuciones guardan rela-

ción con el desempeño profesional de sus beneficiarios

y no derivan simplemente de la evolución general de los

mercados o del sector de actividad de la compañía o de

otras circunstancias similares.

Cumple

37. Que cuando exista comisión delegada o ejecutiva

(en adelante, «comisión delegada»), la estructura de par-


ticipación de las diferentes categorías de consejeros sea

similar a la del propio consejo y su secretario sea el del

consejo.


Cumple

38. Que el consejo tenga siempre conocimiento de los

asuntos tratados y de las decisiones adoptadas por la co-

misión delegada y que todos los miembros del consejo

reciban copia de las actas de las sesiones de la comisión

delegada.

Explique

En las reuniones del Consejo de Administración, el Presidente

de la Comisión informa verbalmente de todos los acuerdos

alcanzados en cada una de las sesiones de dicha Comisión a

todos los miembros del Consejo de Administración, al inicio

de las sesiones de este.

39. Que el consejo de administración constituya en su

seno, además del comité de auditoría exigido por la Ley

del Mercado de Valores, una comisión, o dos comisiones

separadas, de nombramientos y retribuciones.

Que las reglas de composición y funcionamiento del co-

mité de auditoría y de la comisión o comisiones de nom-

bramientos y retribuciones figuren en el reglamento del

consejo, e incluyan las siguientes:

a) Que el consejo designe los miembros de estas comi-

siones, teniendo presentes los conocimientos, aptitu-

des y experiencia de los consejeros y los cometidos de

cada comisión; delibere sobre sus propuestas e infor-

mes; y ante él hayan de dar cuenta, en el primer pleno

del consejo posterior a sus reuniones, de su actividad

y responder del trabajo realizado;

b) Que dichas comisiones estén compuestas exclusiva-

mente por consejeros externos, con un mínimo de

tres. Lo anterior se entiende sin perjuicio de la asis-

tencia de consejeros ejecutivos o altos directivos,

cuando así lo acuerden de forma expresa los miem-

bros de la comisión;

c) Que sus presidentes sean consejeros independientes;

d) Que puedan recabar asesoramiento externo, cuando

lo consideren necesario para el desempeño de sus

funciones;

e) Que de sus reuniones se levante acta, de la que se re-

mitirá copia a todos los miembros del consejo.


Cumple parcialmente

Con respecto al apartado b) hay que señalar que forma parte

del Comité de Auditoría y Cumplimiento un Consejero Ejecu-

tivo. Aunque el código recomienda que todos los miembros

sean externos, se consideró oportuno que este Consejero Eje-

cutivo formara parte del Comité por su experiencia y conoci-

mientos en este ámbito.

Asimismo, con respecto al apartado e) hay que señalar que

en todas las reuniones se levanta acta, pero no se remite co-

pia a todos los miembros del Consejo, ya que, por un lado,

todos los miembros de los Comités son a su vez miembros del

Consejo de Administración y por otro lado, los Presidentes de

ambos Comités informan verbalmente de todos los acuerdos

alcanzados en cada una de las sesiones de dichos Comités a

todos los miembros del Consejo de Administración, al inicio

de las sesiones de este.

40. Que la supervisión del cumplimiento de los códigos

internos de conducta y de las reglas de gobierno corpora-

tivo se atribuya a la comisión de auditoría, a la comisión

de nombramientos, o, si existieran de forma separada, a

las de cumplimiento o gobierno corporativo.


Cumple

41. Que los miembros del comité de auditoría, y de forma

especial su presidente, se designen teniendo en cuenta

sus conocimientos y experiencia en materia de contabili-

dad, auditoría o gestión de riesgos.

Cumple


42. Que las sociedades cotizadas dispongan de una fun-

ción de auditoría interna que, bajo la supervisión del co-

mité de auditoría, vele por el buen funcionamiento de los

sistemas de información y control interno.


Cumple

43. Que el responsable de la función de auditoría interna

presente al comité de auditoría su plan anual de trabajo;

le informe directamente de las incidencias que se presen-

ten en su desarrollo; y le someta al final de cada ejercicio

un informe de actividades.

Cumple

44. Que la política de control y gestión de riesgos identi-

fique al menos:

a) Los distintos tipos de riesgo (operativos, tecnológi-

cos, financieros, legales, reputacionales…) a los que

se enfrenta la sociedad, incluyendo entre los finan-

cieros o económicos, los pasivos contingentes y otros

riesgos fuera de balance;

b) La fijación del nivel de riesgo que la sociedad conside-

re aceptable;

c) Las medidas previstas para mitigar el impacto de

los riesgos identificados, en caso de que llegaran a

materializarse;

d) Los sistemas de información y control interno que se

utilizarán para controlar y gestionar los citados ries-

gos, incluidos los pasivos contingentes o riesgos fue-

ra de balance.

Ver epígrafe: E

Cumple

45. Que corresponda al comité de auditoría:

1.º En relación con los sistemas de información y control

interno:

a) Que los principales riesgos identificados como

consecuencia de la supervisión de la eficacia del

control interno de la sociedad y la auditoría in-

terna, en su caso, se gestionen y den a conocer

adecuadamente.

b) Velar por la independencia y eficacia de la función

de auditoría interna; proponer la selección, nom-

bramiento, reelección y cese del responsable del

servicio de auditoría interna; proponer el presu-

puesto de ese servicio; recibir información perió-

dica sobre sus actividades; y verificar que la alta

dirección tiene en cuenta las conclusiones y reco-

mendaciones de sus informes.

c) Establecer y supervisar un mecanismo que per-

mita a los empleados comunicar, de forma confi-

dencial y, si se considera apropiado, anónima las

irregularidades de potencial trascendencia, espe-

cialmente financieras y contables, que adviertan

en el seno de la empresa.

2.º En relación con el auditor externo:

a) Recibir regularmente del auditor externo infor-

mación sobre el plan de auditoría y los resultados

de su ejecución, y verificar que la alta dirección

tiene en cuenta sus recomendaciones.

b) Asegurar la independencia del auditor externo y,

a tal efecto:

i) Que la sociedad comunique como hecho rele-

vante a la CNMV el cambio de auditor y lo acom-

pañe de una declaración sobre la eventual exis-

tencia de desacuerdos con el auditor saliente y,

si hubieran existido, de su contenido.

ii) Que en caso de renuncia del auditor externo

examine las circunstancias que la hubieran

motivado.

Ver epígrafes: C.1.36, C.2.3, C.2.4 y E.2

Cumple


46. Que el comité de auditoría pueda convocar a cual-

quier empleado o directivo de la sociedad, e incluso

disponer que comparezca sin presencia de ningún otro

directivo.

Cumple

47. Que el comité de auditoría informe al consejo, con ca-

rácter previo a la adopción por éste de las correspondien-

tes decisiones, sobre los siguientes asuntos señalados en

la Recomendación 8:

a) La información financiera que, por su condición de co-

tizada, la sociedad deba hacer pública periódicamen-

te. El comité debiera asegurarse de que las cuentas

intermedias se formulan con los mismos criterios con-

tables que las anuales y, a tal fin, considerar la proce-

dencia de una revisión limitada del auditor externo.

b) La creación o adquisición de participaciones en enti-

dades de propósito especial o domiciliadas en países

o territorios que tengan la consideración de paraísos

fiscales, así como cualesquiera otras transacciones u

operaciones de naturaleza análoga que, por su com-

plejidad, pudieran menoscabar la transparencia del

grupo.

c) Las operaciones vinculadas, salvo que esa función de

informe previo haya sido atribuida a otra comisión de

las de supervisión y control.


Cumple

48. Que el consejo de administración procure presentar

las cuentas a la junta general sin reservas ni salvedades

en el informe de auditoría y que, en los supuestos excep-

cionales en que existan, tanto el presidente del comité

de auditoría como los auditores expliquen con claridad

a los accionistas el contenido y alcance de dichas reservas

o salvedades.


Cumple

49. Que la mayoría de los miembros de la comisión de

nombramientos —o de nombramientos y retribuciones, si

fueran una sola— sean consejeros independientes.


Explique

El Comité de Nombramientos y Retribuciones está compuesto

por cuatro miembros: 50% consejeros independientes y 50%

consejeros dominicales. Frente a esta situación hay que tener

en cuenta la estructura de capital de la Sociedad, el 92,063%

es propiedad de un único accionista y además hay que seña-

lar que en el Consejo sólo hay dos consejeros independien-

tes y los dos forman parte del Comité de Nombramientos y

Retribuciones.

50. Que correspondan a la comisión de nombramientos,

además de las funciones indicadas en las Recomendacio-

nes precedentes, las siguientes:

a) Evaluar las competencias, conocimientos y experien-

cia necesarios en el consejo, definir, en consecuencia,

las funciones y aptitudes necesarias en los candidatos

que deban cubrir cada vacante, y evaluar el tiempo

y dedicación precisos para que puedan desempeñar

bien su cometido.

b) Examinar u organizar, de la forma que se entienda

adecuada, la sucesión del presidente y del primer eje-

cutivo y, en su caso, hacer propuestas al consejo, para

que dicha sucesión se produzca de forma ordenada y

bien planificada.

c) Informar los nombramientos y ceses de altos directi-

vos que el primer ejecutivo proponga al consejo.

d) Informar al consejo sobre las cuestiones de diversi-

dad de género señaladas en la Recomendación 14 de

este Código.


Cumple parcialmente


Con respecto al apartado b) hay que señalar que aunque la

normativa interna prevé un mecanismo de sustitución transi-

torio para Presidente, Vicepresidente y Consejero Delegado,

no existe formalmente un protocolo o procedimiento interno

para la Sucesión en dichos casos. No obstante, en el caso que

nos ocupa es necesario atender a la estructura de capital de

la Sociedad, ya que en la actualidad ENDESA tiene un accio-

nista controlador, propietario del 92,063% y es por ello que

parece razonable que sea este quien tenga una intervención

directa en la planificación y organización de la sucesión de

dichos cargos.

51. Que la comisión de nombramientos consulte al presi-

dente y al primer ejecutivo de la sociedad, especialmen-

te cuando se trate de materias relativas a los consejeros

ejecutivos.

Y que cualquier consejero pueda solicitar de la comisión

de nombramientos que tome en consideración, por si los

considerara idóneos, potenciales candidatos para cubrir

vacantes de consejero.

Cumple

52. Que corresponda a la comisión de retribuciones, ade-

más de las funciones indicadas en las Recomendaciones

precedentes, las siguientes:

a) Proponer al consejo de administración:

i) La política de retribución de los consejeros y al-

tos directivos;

ii) La retribución individual de los consejeros ejecu-

tivos y las demás condiciones de sus contratos;

iii) Las condiciones básicas de los contratos de los

altos directivos.

b) Velar por la observancia de la política retributiva es-

tablecida por la sociedad.

Ver epígrafes: C.2.4

Cumple

53. Que la comisión de retribuciones consulte al presi-

dente y al primer ejecutivo de la sociedad, especialmente

cuando se trate de materias relativas a los consejeros eje-

cutivos y altos directivos.

Cumple


H. Otras informaciones de interés

1. Si existe algún aspecto relevante en materia de go-

bierno corporativo en la sociedad o en las entidades del

grupo que no se haya recogido en el resto de apartados

del presente informe, pero que sea necesario incluir para

recoger una información más completa y razonada sobre

la estructura y prácticas de gobierno en la entidad o su

grupo, detállelos brevemente.

2. Dentro de este apartado, también podrá incluirse cual-

quier otra información, aclaración o matiz relacionado

con los anteriores apartados del informe en la medida en

que sean relevantes y no reiterativos.

C.1.16. Alfonso López Sánchez causó baja en la empresa du-

rante el ejercicio 2013 y D. Alberto Fernández Torres y D. Fe-

derico Fea causaron alta como Alta Dirección.

En concreto, se indicará si la sociedad está sometida a

legislación diferente a la española en materia de gobier-

no corporativo y, en su caso, incluya aquella información

que esté obligada a suministrar y sea distinta de la exigi-

da en el presente informe.

3. La sociedad también podrá indicar si se ha adherido

voluntariamente a otros códigos de principios éticos o de

buenas prácticas, internacionales, sectoriales o de otro

ámbito. En su caso, se identificará el código en cuestión y

la fecha de adhesión.

Código de buenas prácticas

El 20 de diciembre de 2010 el Consejo de Administración de

Endesa, S.A. aprobó la adhesión al Código de Buenas Prácti-

cas Tributarias. El Comité de Auditoría y Cumplimiento, en la

sesión celebrada el 24 de febrero de 2014, ha aprobado las

políticas fiscales, conforme a lo dispuesto en el citado Código.

Este informe anual de gobierno corporativo ha sido

aprobado por el consejo de Administración de la socie-

dad, en su sesión de fecha 24 de febrero de 2014.

Indique si ha habido consejeros que hayan votado en

contra o se hayan abstenido en relación con la aproba-

ción del presente Informe.

No

307GOBIERNO CORPORATIVO INFoRME DE AUDIToRÍA

309GOBIERNO CORPORATIVO INFoRME DE AUDIToRÍA

310 ENDESA, S.A. INFORME ANUAL 2013

Endesa es una empresa del Grupo Enel

Endesa, S.A. y sociedades dependientes...de acuerdo con el Real Decreto 1349/2003, de 31 de...

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